RU2705352C1 - Method of processing natural gas with high content of acidic components - Google Patents
Method of processing natural gas with high content of acidic components Download PDFInfo
- Publication number
- RU2705352C1 RU2705352C1 RU2019119964A RU2019119964A RU2705352C1 RU 2705352 C1 RU2705352 C1 RU 2705352C1 RU 2019119964 A RU2019119964 A RU 2019119964A RU 2019119964 A RU2019119964 A RU 2019119964A RU 2705352 C1 RU2705352 C1 RU 2705352C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- stage
- gases
- absorbent
- acidic components
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Description
Способ переработки природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов может быть использован в газовой промышленности с целью снижения энергоемкости подготовки природного газа.A method of processing natural gas with a high content of acidic components can be used in the gas industry in order to reduce the energy intensity of the preparation of natural gas.
Подготовка природного газа является весьма энергозатратной из-за многостадийной обработки поступающих с месторождений газовых потоков, которая требуется для удаления из природного газа примесей неорганических соединений, в основном воды, углекислого газа и сероводорода, а также углеводородов – гомологов метана. Поскольку в процессах удаления примесей в больших количествах используют адсорбенты и абсорбенты, потребляемое для их регенераци тепло составляет основную часть энергозатрат на осуществление подготовки природного газа в целом. The preparation of natural gas is very energy-consuming due to the multi-stage processing of gas flows from the fields, which is required to remove inorganic impurities from natural gas, mainly water, carbon dioxide and hydrogen sulfide, as well as hydrocarbons - methane homologs. Since adsorbents and absorbents are used in large quantities in the removal of impurities, the heat consumed for their regeneration makes up the bulk of the energy consumption for the preparation of natural gas as a whole.
Известен способ очистки углеводородного газа от сероводорода в присутствии диоксида углерода, включающий его подачу на установку, содержащую технологическое оборудование – абсорбер и сепаратор, путем направления углеводородного газа в абсорбер для контактирования с абсорбентом – растворами сульфата железа и аммиака, с последующей сепарацией, при этом дополнительно углеводородный газ перед подачей в абсорбер пропускают через сепаратор и вводят в него абсорбент, контактирование осуществляют в прямоточном абсорбере, выполненном в виде вертикальной пустотелой трубы, снабженной двумя отводами в виде нижнего и верхнего колена, предельное время контакта абсорбента с углеводородным газом составляет 20 мин, а углеводородного газа с абсорбентом не превышает 2 с, причем в качестве раствора сульфата железа используют раствор сульфата двухвалентного железа, объем которого рассчитывают по специальной формуле (патент на изобретение RU 2406559 С1, МПК B01D 53/14, B01D 53/52, заявлен 01.06.2009 г., опубликован 20.12.2010 г.). Недостатками изобретения являются:A known method of purification of hydrocarbon gas from hydrogen sulfide in the presence of carbon dioxide, including its supply to the installation containing technological equipment - an absorber and a separator, by sending hydrocarbon gas to the absorber for contact with the absorbent - solutions of iron sulfate and ammonia, followed by separation, with additional hydrocarbon gas before being fed into the absorber is passed through a separator and absorbent is introduced into it; contacting is carried out in a direct-flow absorber made in e of a vertical hollow pipe equipped with two bends in the form of lower and upper elbows, the maximum contact time of the absorbent with the hydrocarbon gas is 20 minutes, and the hydrocarbon gas with the absorbent does not exceed 2 s, and a solution of ferrous sulfate, the volume of which is used as an iron sulfate solution calculated according to a special formula (patent for invention RU 2406559 C1, IPC B01D 53/14, B01D 53/52, filed June 1, 2009, published December 20, 2010). The disadvantages of the invention are:
• низкая эффективность абсорбции сероводорода в пустотелом прямоточном абсорбере из-за малого времени контакта очищаемого газа с абсорбентом, при котором число теоретических тарелок не превышает 2-3;• low absorption efficiency of hydrogen sulfide in a hollow direct-flow absorber due to the short contact time of the gas to be cleaned with the absorbent, in which the number of theoretical plates does not exceed 2-3;
• энергозатратность регенерации абсорбента.• energy consumption of regeneration of the absorbent.
Известен способ для очистки от кислых соединений и сжижения газообразного потока, содержащего углеводороды, включающий следующие стадии:A known method for cleaning acidic compounds and liquefying a gaseous stream containing hydrocarbons, comprising the following stages:
a) охлаждение газообразного потока для получения охлажденного газообразного потока, который содержит газообразные углеводороды и остаточные кислые соединения;a) cooling the gaseous stream to produce a cooled gaseous stream that contains gaseous hydrocarbons and residual acidic compounds;
b) обработка охлажденного газообразного потока растворителем с целью снижения содержания остаточных кислых соединений в охлажденном газообразном потоке для получения охлажденного газообразного потока, очищенного от кислых соединений;b) treating the cooled gaseous stream with a solvent to reduce the content of residual acidic compounds in the cooled gaseous stream to obtain a cooled gaseous stream purified from acidic compounds;
c) охлаждение охлажденного газообразного потока, очищенного от кислых соединений, для получения жидких углеводородов (патент на изобретение RU 2533260 С2, МПК F25J 3/02, заявлен 11.06.2010 г., опубликован 20.11.2014 г.). Недостатками изобретения являются:c) cooling the cooled gaseous stream purified from acidic compounds to produce liquid hydrocarbons (patent for invention RU 2533260 C2, IPC F25J 3/02, filed June 11, 2010, published November 20, 2014). The disadvantages of the invention are:
• отсутствие указания типа растворителя, используемого для извлечения из газа кислых соединений, что может привести к неполной очистке газа, по крайней мере, по одному из компонентов, т.к. сероводород и углекислый газ существенно отличаются по своим физико-химическим свойствам;• the absence of an indication of the type of solvent used to extract acidic compounds from the gas, which can lead to incomplete gas purification of at least one of the components, since hydrogen sulfide and carbon dioxide differ significantly in their physicochemical properties;
• загрязнение окружающей среды при сбросе газов регенерации растворителя в атмосферу; • environmental pollution during the discharge of solvent regeneration gases into the atmosphere;
• энергозатратность регенерации растворителя.• energy consumption of solvent regeneration.
Известен также производственный кластер, включающий по крайней мере два газовых и/или газоконденсатных месторождения, установку комплексной подготовки газа (УКПГ) на каждом из месторождений непосредственно или на побережье, завод по производству сжиженного природного газа (СПГ), систему магистральных трубопроводов с дожимными перекачивающими станциями, при этом на месторождениях добывают газовые и/или газоконденсатные смеси с разным содержанием кислых примесей и углеводородов С2 и выше: природный газ первого месторождения подают через магистральный трубопровод на завод по производству СПГ с дальнейшей отгрузкой потребителям или на экспорт, а природный газ второго месторождения отправляют потребителям или на экспорт по магистральному трубопроводу, во время падения добычи первого месторождения на завод по производству СПГ подают часть природного газа второго месторождения, обеспечивая соответствие требований, предъявляемых к составу поступающего на завод по производству СПГ природного газа, путем дооборудования УКПГ второго месторождения установкой очистки от кислых примесей и тяжелых углеводородов: углекислый газ сбрасывают в атмосферу и/или закачивают во второе месторождение, сероводород используют для получения элементной серы, а углеводороды С2 и выше закачивают в природный газ второго месторождения перед его отправкой потребителям и/или на экспорт по магистральному трубопроводу (патент на изобретение RU 2685099 С1, МПК B01D 53/00, заявлен 06.11.18 г., опубликован 16.04.2019 г.). Основным недостатком изобретения являются высокие энергозатраты на привод перекачивающих устройств, а также на регенерацию абсорбента в ходе очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода.A production cluster is also known, which includes at least two gas and / or gas condensate fields, an integrated gas treatment unit (UKPG) at each of the fields directly or on the coast, a liquefied natural gas (LNG) plant, a pipeline system with booster pumping stations while gas and / or gas condensate mixtures with different contents of acidic impurities and hydrocarbons C 2 and higher are produced at the fields: natural gas of the first field is supplied through without the main pipeline to the LNG plant with further shipment to consumers or for export, and the natural gas of the second field is sent to consumers or for export via the main pipeline, during the decline in production of the first field, part of the natural gas of the second field is supplied to the LNG plant, ensuring compliance requirements for the composition of the natural gas supplied to the LNG plant by retrofitting the second field gas treatment plant with a purification unit from acidic impurities and heavy hydrocarbons: carbon dioxide is discharged into the atmosphere and / or pumped into the second field, hydrogen sulfide is used to produce elemental sulfur, and C 2 and higher hydrocarbons are pumped into the natural gas of the second field before being sent to consumers and / or for export via the main pipeline (patent for invention RU 2685099 C1, IPC B01D 53/00, filed November 6, 18, published April 16, 2019). The main disadvantage of the invention is the high energy consumption for the drive of the pumping devices, as well as for the regeneration of the absorbent during the purification of natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulfide.
Задачей данного изобретения является разработка энергосберегающего способа переработки природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов, который обеспечит взаимосвязь энергетических потоков различных стадий подготовки природного газа.The objective of the invention is to develop an energy-efficient method of processing natural gas with a high content of acidic components, which will ensure the interconnection of energy flows of the various stages of preparation of natural gas.
Решение поставленной задачи обеспечивается за счет того, что способ переработки природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов включает последовательно следующие стадии:The solution to this problem is provided due to the fact that the method of processing natural gas with a high content of acidic components includes the following stages in sequence:
а) сепарация и учет расхода сырьевого природного газа,a) separation and accounting of the consumption of raw natural gas,
б) абсорбционная очистка отсепарированного природного газа от кислых компонентов и меркаптанов с регенерацией абсорбента и получением серосодержащих кислых газов,b) absorption cleaning of the separated natural gas from acidic components and mercaptans with regeneration of the absorbent and obtaining sulfur-containing acidic gases,
в) осушка очищенного природного газа, c) dehydration of purified natural gas,
г) получение элементной серы методом Клауса из серосодержащих кислых газов,g) obtaining elemental sulfur by the Claus method from sulfur-containing acid gases,
д) грануляция и хранение товарной серы,e) granulation and storage of commercial sulfur,
е) учет направляемого потребителям товарного природного газа,f) accounting of commodity natural gas sent to consumers,
ж) термическая утилизация отходов, g) thermal waste disposal,
з) получение пропанового холода,h) obtaining propane cold,
при содержании в сырьевом природном газе кислых компонентов в количестве 19 % мол. и более и соотношении углекислый газ:сероводород больше, чем 1,7, стадию (б) осуществляют последовательно в две ступени, при этом на первой ступени из отсепарированного природного газа селективно извлекают сероводород, а на второй ступени – углекислый газ и меркаптаны, стадию (в) реализуют путем абсорбционной осушки или низкотемпературной сепарации природного газа с использованием стадии (з), на стадию (ж) дополнительно направляют кислые газы, отпаренные из содержащего растворенный сероводород конденсата, выделенного на стадии (а), экспанзерные газы первой и второй ступеней стадии (б), кислые газы десорбции, образующиеся при регенерации абсорбента на второй ступени стадии (б), а также газы выветривания и конденсат, образующиеся на стадии (в), причем водяной пар, образующийся в котлах-утилизаторах на стадии (г) и печи дожига отходящих газов на стадии (ж), используют в качестве теплоносителя для регенерации абсорбентов на стадиях (б) и (в).when the content in raw natural gas of acidic components in the amount of 19 mol%. and more and the ratio of carbon dioxide: hydrogen sulfide is greater than 1.7, stage (b) is carried out sequentially in two stages, while in the first stage, hydrogen sulfide is selectively extracted from the separated natural gas, and in the second stage, carbon dioxide and mercaptans, stage ( c) they are realized by absorption drying or low-temperature separation of natural gas using stage (h); acid gases stripped from the condensate containing dissolved hydrogen sulfide separated in stage (a) are further sent to stage (g), expansion the first and second stage gases of stage (b), the acidic desorption gases generated during the regeneration of the absorbent in the second stage of stage (b), as well as the weathering gases and condensate formed in stage (c), moreover, water vapor generated in the waste heat boilers at stage (d) and an exhaust gas afterburning furnace at stage (g), they are used as a coolant for the regeneration of absorbents in stages (b) and (c).
При содержании в сырьевом природном газе кислых компонентов в количестве 19 % мол. и более на стадии (ж) можно получить избыток вырабатываемого водяного пара сверх необходимого для регенерации абсорбентов на стадиях (б) и (в), который можно использовать для обогрева производственных помещений или в качестве теплоносителя для стороннних потребителей.When the content in the raw gas of acidic components in an amount of 19 mol%. and more at stage (g), it is possible to obtain an excess of the generated water vapor in excess of that necessary for the regeneration of absorbents in stages (b) and (c), which can be used to heat industrial premises or as a coolant for external consumers.
Целесообразно на первой ступени стадии (б) в качестве абсорбента использовать водный раствор метилдиэтаноламина (МДЭА) или его аналога, чтобы обеспечить глубокую очистку природного газа от сероводорода. При этом необходимо, чтобы в абсорбенте содержалось не менее 60 % масс. воды для предотвращения загрязнения отложениями тепло- и массообменных аппаратов первой ступени стадии (б).It is advisable to use an aqueous solution of methyldiethanolamine (MDEA) or its analogue as an absorbent in the first stage of stage (b) in order to ensure deep purification of natural gas from hydrogen sulfide. It is necessary that the absorbent contained at least 60% of the mass. water to prevent pollution by deposits of heat and mass transfer apparatus of the first stage of stage (b).
Целесообразно также на второй ступени стадии (б) в качестве абсорбента использовать смешанный абсорбент, состоящий из МДЭА до 40 % масс. или его аналога, сульфолана до 40 % масс., пиперазина до 5 % масс. и воды не менее 15 % масс., чтобы обеспечить селективную очистку природного газа от углекислого газа и меркаптанов.It is also advisable in the second stage of stage (b) as the absorbent to use a mixed absorbent consisting of MDEA up to 40% of the mass. or its analogue, sulfolane up to 40% of the mass., piperazine up to 5% of the mass. and water at least 15 wt. -%, to provide selective purification of natural gas from carbon dioxide and mercaptans.
Двухступенчатая очистка обеспечивает после стадии (б) в очищенном природном газе следующее содержание примесей: углекислый газ не более 1,5 % мол., сероводород не более 5 мг/м3, меркаптановая сера не более 15 мг/м3, что позволяет далее направлять природный газ потребителям в качестве товарного природного газа.The two-stage purification ensures after the stage (b) in the purified natural gas the following impurity content: carbon dioxide no more than 1.5 mol%, hydrogen sulfide no more than 5 mg / m 3 , mercaptan sulfur no more than 15 mg / m 3 , which allows further directing natural gas to consumers as marketable natural gas.
Полезно на стадии (в) в качестве абсорбента использовать моноэтиленгликоль или его аналог. It is useful in stage (c) to use monoethylene glycol or its analogue as an absorbent.
Целесообразно водяной пар, образующийся в котлах-утилизаторах на стадии (г) и печи дожига отходящих газов на стадии (ж) обеспечивать с параметрами не ниже следующих: температура 180 ℃, избыточное давление 0,71 МПа – для регенерации абсорбентов стадий (б) и (в).It is advisable that the water vapor generated in the waste heat boilers at stage (d) and the exhaust gas afterburning furnace at stage (g) be provided with parameters not lower than the following: temperature 180 ℃, overpressure 0.71 MPa - for the regeneration of absorbents in stages (b) and (at).
На фигуре представлена принципиальная блок-схема завода по переработке природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов в соответствии с одним из возможных вариантов реализации заявленного способа при использовании следующих обозначений:The figure shows a schematic block diagram of a natural gas processing plant with a high content of acidic components in accordance with one of the possible embodiments of the claimed method using the following notation:
1-37 – трубопровод;1-37 - pipeline;
100 – установка сепарации и учета сырьевого природного газа;100 - installation of separation and accounting of raw natural gas;
200 – установка очистки природного газа с двумя параллельными нитками 200/1 и 200/2;200 - natural gas purification unit with two parallel lines 200/1 and 200/2;
201/1, 201/2 – блок абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов и меркаптанов;201/1, 201/2 - block for the absorption treatment of natural gas from acidic components and mercaptans;
202/1, 202/2 – блок отпарки кислых стоков;202/1, 202/2 - acid stripping unit;
300 – установка производства серы с двумя параллельными нитками 300/1 и 300/2;300 - sulfur production unit with two parallel lines 300/1 and 300/2;
301/1, 301/2 – блок получения элементной серы;301/1, 301/2 - unit for the production of elemental sulfur;
302/1, 302/2 – блок термической утилизации; 302/1, 302/2 - thermal recovery unit;
400 – установка осушки природного газа с двумя параллельными нитками 400/1 и 400/2;400 - installation of dehydration of natural gas with two parallel lines 400/1 and 400/2;
500 – установка грануляции и хранения серы;500 - installation of granulation and storage of sulfur;
600 – узел коммерческого учета товарного природного газа;600 - commercial gas metering unit;
700 – пропановая холодильная установка.700 - propane refrigeration unit.
Сырьевой природный газ поступает с месторождения по трубопроводу 1 на установку сепарации и учета сырьевого природного газа 100, где отделяют конденсат, содержащий растворенный сероводород, и учет поступающего сырьевого природного газа. Отсепарированный природный газ с установки сепарации и учета сырьевого природного газа 100 подается для абсорбционной очистки отсепарированного природного газа от кислых компонентов и меркаптанов с регенерацией абсорбента и получением серосодержащих кислых газов параллельно по трубопроводам 2 и 6 на установку очистки природного газа 200, содержащую две параллельные нитки 200/1 и 200/2, каждая из которых, соответственно, включает блок абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов и меркаптанов 201/1 и 201/2 и блок отпарки кислых стоков 202/1 и 202/2. Raw natural gas is supplied from the field through
В блоках абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов и меркаптанов 201/1 и 201/2 отсепарированный природный газ проходит последовательно две ступени очистки:In blocks for the absorption treatment of natural gas from acidic components and mercaptans 201/1 and 201/2, the separated natural gas passes two stages of purification in series:
- на первой ступени селективно извлекают сероводород с применением в качестве абсорбента МДЭА или его аналога;- at the first stage, hydrogen sulfide is selectively recovered using MDEA or its analogue as an absorbent;
- на второй ступени извлекаются диоксид углерода и меркаптаны с применением смешанного абсорбента, состоящего из МДЭА (до 40 % масс.) или его аналога, сульфолана (до 40 % масс.) и пиперазина (до 5 % масс.).- at the second stage, carbon dioxide and mercaptans are extracted using a mixed absorbent consisting of MDEA (up to 40% by weight) or its analogue, sulfolane (up to 40% by weight) and piperazine (up to 5% by weight).
Двухступенчатая очистка отсепарированного природного газа обеспечивает снижение содержания в нем примесей до следующих значений: углекислый газ 1,5 % мол., сероводород 5 мг/м3 и меркаптановая сера не более 15 мг/м3, что повышает концентрацию метана в очищенном природном газе с 81 % мол. до 98,5 % мол. и увеличивает теплотворную способность вырабатываемого газа на 10 %. Two-stage purification of the separated natural gas reduces the content of impurities in it to the following values: carbon dioxide 1.5 mol%,
Полученный на установках очистки природного газа 200/1 и 200/2 очищенный от кислых компонентов и меркаптанов природный газ направляют по трубопроводам 3 и 7 на установки осушки природного газа 400/1 и 400/2, соответственно. Осушка очищенного природного газа осуществляется путем охлаждения его холодом пропанового холодильного цикла. Сжиженный пропан поступает на установки осушки природного газа 400/1 и 400/2 с пропановой холодильной установки 700 по трубопроводам 31 и 30, соответственно, и после отработки выводится в паровой фазе по трубопроводам 33 и 32 обратно. Для предотвращения гидратообразования в захолаживаемый поток очищенного от кислых компонентов и меркаптанов природного газа подается моноэтиленгликоль или его аналог (на фигуре не показано). Natural gas obtained from natural gas purification plants 200/1 and 200/2, purified from acidic components and mercaptans, is sent through pipelines 3 and 7 to natural gas dehydration plants 400/1 and 400/2, respectively. The purified natural gas is dried by cooling it with the cold of a propane refrigeration cycle. Liquefied propane enters the 400/1 and 400/2 natural gas dehydration units from the
Очищенный и осушенный природный газ поступает для учета направляемого потребителям товарного природного газа по трубопроводам 4 и 8 на узел коммерческого учета товарного природного газа 600 с последующей отправкой по трубопроводу 5.Purified and drained natural gas is supplied for accounting of commercial natural gas sent to consumers through
Выделенный конденсат, содержащий растворенный сероводород, с установки сепарации и учета сырьевого природного газа 100 поступает по трубопроводам 34 и 35 на блоки отпарки кислых стоков 202/1 и 202/2 установок очистки природного газа 200/1 и 200/2, соответственно.The separated condensate containing dissolved hydrogen sulfide from the separation and metering of raw
Полученные на блоках абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов и меркаптанов 201/1 и 201/2 в ходе регенерации абсорбента кислые газы с повышенным содержанием сероводорода направляются для получения элементной серы методом Клауса из серосодержащих кислых газов на блоки получения элементной серы 301/1 и 301/2 установок получения серы 300/1 и 300/2 по трубопроводам 9 и 12, соответственно. Acid gases with a high content of hydrogen sulfide obtained at the absorption gas purification blocks of natural gas from acidic components and mercaptans 201/1 and 201/2 during the regeneration of the absorbent are sent to obtain elemental sulfur by the Claus method from sulfur-containing acid gases to the elemental sulfur production blocks 301/1 and 301 / 2 sulfur recovery plants 300/1 and 300/2 through
Жидкая сера из блоков получения серы 301/1 и 301/2 установок получения серы 300/1 и 300/2 объединяется по трубопроводам 10 и 13, соответственно, перед установкой грануляции и хранения серы 500. После получения из жидкой серы гранул определенной формы, их затвердевания и охлаждения осуществляется их отгрузка по трубопроводу 11. Непрореагировавшие газы из блоков получения серы 301/1 и 301/2 направляют для термической утилизации отходов в котлах-утилизаторах и печах дожига отходящих газов по трубопроводам 36 и 37 на блоки термической утилизации 302/1 и 302/2 установок получения серы 300/1 и 300/2, соответственно.Liquid sulfur from sulfur blocks 301/1 and 301/2 of sulfur production units 300/1 and 300/2 is combined through
На блоки термической утилизации 302/1 и 302/2 установок получения серы 300/1 и 300/2 дополнительно направляют полученные на блоках абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов и меркаптанов 201/1 и 201/2 установок очистки природного газа 200/1 и 200/2 экспанзерные газы по трубопроводам 15 и 19, отделенные от конденсата на блоках отпарки кислых стоков 202/1 и 202/2 установок очистки природного газа 200/1 и 200/2 кислые газы по трубопроводам 14 и 18, газы выветривания по трубопроводам 17 и 21 и конденсат по трубопроводам 16 и 20 с установок осушки природного газа 400/1 и 400/2, соответственно. The thermal recovery units 302/1 and 302/2 of the sulfur production units 300/1 and 300/2 are additionally sent to the blocks obtained from the absorption treatment of natural gas from acidic components and mercaptans 201/1 and 201/2 of natural gas treatment plants 200/1 and 200/2 expansion gases through
Технология, используемая на установках получения серы 300/1 и 300/2, полностью обеспечивает потребность водяного пара для регенерции абсорбентов на блоках абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов и меркаптанов 201/1 и 201/2, а также для регенерации гликоля на установках осушки природного газа 400/1 и 400/2. Полученный водяной пар при этом направляется с блоков получения серы 301/1 и 301/2 и блоков термической утилизации 302/1 и 302/2 установок получения серы 300/1 и 300/2 по трубопроводам 22, 24 и 26, 28 на блоки абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов и меркаптанов 201/1 и 201/2 установок очистки природного газа 200/1 и 200/2, а также по трубопроводам 23, 25 и 27, 29 на установки осушки природного газа 400/1 и 400/2, соответственно. Подпитка водяного пара со стороны при этом необходима только в пусковой период завода по переработке природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов.The technology used in the sulfur recovery plants 300/1 and 300/2 fully satisfies the need for water vapor for the regeneration of absorbents on the units for the absorption treatment of natural gas from acidic components and mercaptans 201/1 and 201/2, as well as for the recovery of glycol in drying plants natural gas 400/1 and 400/2. The resulting water vapor is then sent from the sulfur production units 301/1 and 301/2 and the thermal recovery units 302/1 and 302/2 of the sulfur production units 300/1 and 300/2 through
Выполнен расчет расхода потоков в основных трубопроводах представленного в виде блок-схемы завода по переработке природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов мощностью 5 млрд м3/год, результаты данного расчета представлены в таблице 1.The calculation of the flow rate in the main pipelines presented in the form of a block diagram of a natural gas processing plant with a high content of acidic components with a capacity of 5 billion m 3 / year has been performed, the results of this calculation are presented in table 1.
Как следует из таблицы 1, в ходе очистки природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов образуется почти 146 т/ч отходов, поступающих на блоки термической утилизации 302/1 и 302/2 установок получения серы 300/1 и 300/2 по трубопроводам 14, 15, 16, 17, 36 и 18, 19, 20, 21, 37, для получения водяного пара. Дальнейшие расчеты показали, что выработка водяного пара с температурой 180 ℃ и избыточным давлением 0,71 МПа составляет 260 т/ч, из которых 87,1 т/ч формируется в блоках термической утилизации 302/1 и 302/2. При этом количество водяного пара, необходимого для регенерации поглотителей на блоках абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов и меркаптанов 201/1 202/2 установок очистки природного газа 200/1 и 200/2 и на установках осушки природного газа 400/1 и 400/2, составляет 177 т/ч. Следовательно, при использовании тепловой энергии окисляемых примесей и побочных потоков можно не только вырабатывать водяной пар в количествах, необходимых для обеспечения непосредственной производственной деятельности завода по переработке природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов, но и использовать избыток водяного пара в количестве 83 т/ч для обогрева производственных помещений и в качестве теплоносителя для сторонних потребителей. As follows from table 1, during the purification of natural gas with a high content of acidic components, almost 146 t / h of waste is generated, which enter the thermal utilization units 302/1 and 302/2 of sulfur production plants 300/1 and 300/2 through
Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу разработки энергосберегающего способа переработки природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов, который обеспечивает взаимосвязь энергетических потоков различных стадий подготовки природного газа.Thus, the claimed invention solves the problem of developing an energy-saving method for processing natural gas with a high content of acidic components, which provides the relationship of the energy flows of the various stages of preparation of natural gas.
Claims (16)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019119964A RU2705352C1 (en) | 2019-06-26 | 2019-06-26 | Method of processing natural gas with high content of acidic components |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019119964A RU2705352C1 (en) | 2019-06-26 | 2019-06-26 | Method of processing natural gas with high content of acidic components |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2705352C1 true RU2705352C1 (en) | 2019-11-06 |
Family
ID=68501027
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019119964A RU2705352C1 (en) | 2019-06-26 | 2019-06-26 | Method of processing natural gas with high content of acidic components |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2705352C1 (en) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1635361A1 (en) * | 1989-09-18 | 1999-04-10 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | METHOD FOR CLEANING NATURAL GAS FROM HYDROGEN |
DE10352878A1 (en) * | 2003-11-10 | 2005-06-16 | Basf Ag | Removing acid gases from a fluid stream comprises contacting the fluid stream with a liquid absorbent and regenerating the absorbent by heating to produce a compressed acid gas stream |
US20050217479A1 (en) * | 2004-04-02 | 2005-10-06 | Membrane Technology And Research, Inc. | Helium recovery from gas streams |
WO2008095258A1 (en) * | 2007-02-09 | 2008-08-14 | Cool Energy Limited | Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+ hydrocarbons |
RU2406559C1 (en) * | 2009-06-01 | 2010-12-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of cleaning hydrocarbon gas of carbon sulphide in presence of carbon dioxide |
RU2533260C2 (en) * | 2009-06-12 | 2014-11-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method of purification from acidic compounds and gaseous flow liquefaction and device for its realisation |
RU2545273C2 (en) * | 2010-03-29 | 2015-03-27 | ТюссенКрупп Уде ГмбХ | Method and device for processing acid gas enriched with carbon dioxide in claus process |
RU2647301C9 (en) * | 2017-05-25 | 2018-07-04 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas-chemical cluster |
-
2019
- 2019-06-26 RU RU2019119964A patent/RU2705352C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1635361A1 (en) * | 1989-09-18 | 1999-04-10 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | METHOD FOR CLEANING NATURAL GAS FROM HYDROGEN |
DE10352878A1 (en) * | 2003-11-10 | 2005-06-16 | Basf Ag | Removing acid gases from a fluid stream comprises contacting the fluid stream with a liquid absorbent and regenerating the absorbent by heating to produce a compressed acid gas stream |
US20050217479A1 (en) * | 2004-04-02 | 2005-10-06 | Membrane Technology And Research, Inc. | Helium recovery from gas streams |
WO2008095258A1 (en) * | 2007-02-09 | 2008-08-14 | Cool Energy Limited | Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+ hydrocarbons |
RU2406559C1 (en) * | 2009-06-01 | 2010-12-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of cleaning hydrocarbon gas of carbon sulphide in presence of carbon dioxide |
RU2533260C2 (en) * | 2009-06-12 | 2014-11-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method of purification from acidic compounds and gaseous flow liquefaction and device for its realisation |
RU2545273C2 (en) * | 2010-03-29 | 2015-03-27 | ТюссенКрупп Уде ГмбХ | Method and device for processing acid gas enriched with carbon dioxide in claus process |
RU2647301C9 (en) * | 2017-05-25 | 2018-07-04 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas-chemical cluster |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101874967B (en) | Process for removing acid gas with low-temperature methanol solution | |
KR101329149B1 (en) | Carbon capture system and process | |
RU2597081C2 (en) | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
CN106039960A (en) | Carbon dioxide capturing and liquefying process stepwise utilizing smoke waste heat | |
EA016189B1 (en) | A method for recovery of high purity carbon dioxide | |
CA3002782A1 (en) | Configurations and methods for processing high pressure acid gases with zero emissions | |
EA029381B1 (en) | Regenerative recovery of contaminants from effluent gases | |
CN107148398A (en) | The method of separation product gas from gaseous mixture | |
CN105664671B (en) | A kind of zero carbon emission technique gas purifying method and device | |
CN103589462A (en) | Technological method for purifying coal oven gas and recovering chemical products | |
CN109810740A (en) | One kind being used for sulfur-containing gas Development & Multipurpose use system and technique | |
CN109943375A (en) | A kind of device and its technique for sulfur-containing gas individual well desulfurization relieving haperacidity | |
CN106276812A (en) | A kind of high temperature sulphur-containing exhaust gas prepares liquid sulfur dioxide device | |
CN103525492A (en) | Natural gas processing and utilizing process | |
RU2705352C1 (en) | Method of processing natural gas with high content of acidic components | |
CN112210407A (en) | Pressurized raw coke oven gas purification system and process | |
CN116839310A (en) | Process method for preparing food-grade liquid carbon dioxide by utilizing decarburization exhaust gas of LNG (liquefied Natural gas) plant | |
RU2385180C1 (en) | Method to purify hydrocarbon gases | |
RU2275231C2 (en) | Method of extraction of carbon dioxide from gasses | |
RU2070423C1 (en) | Installation for complete purification of petroleum and natural gases | |
CN215138333U (en) | Production system for preparing liquid sulfur dioxide from sulfur dioxide enriched gas | |
CN213446997U (en) | Pressurized raw coke oven gas purification system | |
CN220317713U (en) | Natural gas deacidification, dehydration, mercury removal and hydrocarbon removal skid-mounted device for ground oil-gas engineering | |
RU2548082C1 (en) | Zeolite recovery gas treatment unit | |
CN104645808A (en) | Flue gas treatment method and system |