RU2744415C1 - Complex for processing main natural gas into marketable products - Google Patents
Complex for processing main natural gas into marketable products Download PDFInfo
- Publication number
- RU2744415C1 RU2744415C1 RU2020126176A RU2020126176A RU2744415C1 RU 2744415 C1 RU2744415 C1 RU 2744415C1 RU 2020126176 A RU2020126176 A RU 2020126176A RU 2020126176 A RU2020126176 A RU 2020126176A RU 2744415 C1 RU2744415 C1 RU 2744415C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- link
- gas
- unit
- natural gas
- fraction
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
Abstract
Description
Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию может быть использован в газовой промышленности в условиях ее интенсивного развития. The complex for processing main natural gas into marketable products can be used in the gas industry in the context of its intensive development.
Газоперерабатывающие предприятия относятся к крупнотоннажным, обеспечивая производительность по сырьевому природному газу до нескольких миллиардов нм3/год (несколько миллионов т/год). Однако в условиях интенсивного развития газовой промышленности объемы добычи природного газа резко возрастают именно в тех регионах, где отсутствуют дополнительные технические и кадровые ресурсы. Так, например, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в 2010 г. добывалось всего 33 млрд. нм3/год природного газа, из которых только 65 % подверглось переработке, а остальные 35 % были закачены обратно в пласт или сожжены на факелах. Согласно перспективным планам развития этих регионов добыча в них к 2030 г. должна увеличиться до 200 млрд. нм3/год. Строительство магистральных газопроводов протяженностью в несколько тысяч километров (например, длина газопровода «Сила Сибири» около 4000 км) приведет к развитию промышленности и инфраструктуры регионов, по территории которых будет проложен этот газопровод. Поэтому в данных регионах целесообразно строительство предприятий, перерабатывающих необходимую для региона часть магистрального природного газа с отбором из него ценных компонентов в виде товарной продукции или сырья газохимических производств.Gas processing enterprises are large-scale, providing the capacity for raw natural gas up to several billion nm 3 / year (several million tons / year). However, in the context of the intensive development of the gas industry, the volumes of natural gas production increase sharply precisely in those regions where there are no additional technical and human resources. So, for example, in Eastern Siberia and the Far East in 2010, only 33 billion nm 3 / year of natural gas was produced, of which only 65% was processed, and the remaining 35% were injected back into the reservoir or flared. According to the long-term plans for the development of these regions, production in them by 2030 should increase to 200 billion nm 3 / year. The construction of gas trunklines several thousand kilometers long (for example, the Power of Siberia gas pipeline is about 4,000 km long) will lead to the development of industry and infrastructure in the regions through which this gas pipeline will be laid. Therefore, in these regions, it is advisable to build enterprises that process the part of the main natural gas necessary for the region with the selection of valuable components from it in the form of marketable products or raw materials of gas chemical industries.
Известна установка переработки углеводородного газа, содержащая блок охлаждения газа и выделения нестабильного конденсата с выходом подготовленного газа, узел выделения широкой фракции легких углеводородов (далее ШФЛУ), включающий ректификационную колонну с подогревателем в нижней части, снабженную выходами ШФЛУ и газа, выход ШФЛУ из ректификационной колонны соединен с объектом потребителя и/или объектами технологического процесса, дожимную компрессорную станцию, запорную и/или запорно-регулировочную арматуру, при этом установка снабжена дополнительной ректификационной колонной, обеспечивающей качество товарных продуктов – пропана автомобильного или пропан-бутана автомобильного, а также авиационного сконденсированного топлива, вход сырья которой соединен с выходом ШФЛУ из ректификационной колонны узла выделения ШФЛУ, дополнительная ректификационная колонна оснащена подогревателем низа и узлом орошения ее верха, соединенным с выходом газовой фазы этой колонны, причем узел орошения имеет выход товарной продукции – пропана автомобильного или пропан-бутана автомобильного, а низ дополнительной ректификационной колонны и/или подогреватель имеют выход товарной продукции – авиационного сконденсированного топлива (патент на полезную модель RU 116980, МПК F26J 3/02, заявлен 11.01.2012 г., опубликован 10.06.2012 г.). Недостатками полезной модели являются:Known installation for processing hydrocarbon gas, containing a gas cooling unit and the release of unstable condensate with the outlet of the prepared gas, a unit for the selection of a wide fraction of light hydrocarbons (hereinafter NGL), including a rectification column with a heater in the lower part, equipped with NGL and gas outlets, NGL output from the rectification column connected to the consumer's facility and / or technological process objects, a booster compressor station, shut-off and / or shut-off and control valves, while the unit is equipped with an additional rectification column that ensures the quality of commercial products - automotive propane or automotive propane-butane, as well as aviation condensed fuel , the inlet of raw materials of which is connected to the outlet of NGL from the distillation column of the NGL separation unit, the additional rectification column is equipped with a bottom heater and an irrigation unit for its top connected to the outlet of the gas phase of this column, and the irrigation unit has the output of commercial products - automobile propane or automobile propane-butane, and the bottom of the additional rectification column and / or the heater have a commercial output - aviation condensed fuel (utility model patent RU 116980, IPC F26J 3/02, filed on 01/11/2012, published on June 10, 2012). The disadvantages of the utility model are:
- ограниченный ассортимент товарной продукции топливного направления (пропан автомобильный или пропан-бутан автомобильный и авиационное сконденсированное топливо);- a limited range of marketable fuel products (propane for automobiles or propane-butane for automobiles and aviation condensed fuel);
- аппаратурное оформление установки из двух блоков, что не позволяет получать конечную продукцию высокого качества из-за содержания сероводорода, сераорганических компонентов, воды и других примесей;- hardware design of the installation of two blocks, which does not allow obtaining high quality end products due to the content of hydrogen sulfide, organosulfur components, water and other impurities;
- низкое качество и сложность использования вырабатываемого авиационного сконденсированного топлива, которое может ограничено применяться для вертолетной техники (топливо для бензиновых авиационных двигателей должно выкипать в пределах 40-180 °C согласно ГОСТ 1012-2013, а для реактивных двигателей – 60-280 °C согласно ГОСТ 10227-2013), поскольку авиационное сконденсированное топливо из-за облегченного фракционного состава должно храниться, транспортироваться и подаваться в баки авиационной техники под давлением 0,5-1,2 МПа.- low quality and difficulty of using the generated aviation condensed fuel, which can be limitedly used for helicopter technology (fuel for gasoline aircraft engines must boil off within 40-180 ° C according to GOST 1012-2013, and for jet engines - 60-280 ° C according to GOST 10227-2013), since aviation condensed fuel, due to its lightweight fractional composition, must be stored, transported and supplied to the tanks of aviation equipment under a pressure of 0.5-1.2 MPa.
Известна установка переработки сырого природного газа, содержащая связанные между собой блок первичной сепарации сырого природного газа, блок извлечения сероводорода абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду и блок сверхзвуковой сепарации, установленный с возможностью получения на выходе углекислого газа и очищенного природного газа, при этом первый вход блока извлечения H2S связан с первым выходом блока первичной сепарации, второй выход которого служит для вывода на утилизацию воды с механическими примесями, третий выход соединен с первым входом блока стабилизации газового конденсата, а вход сообщен с системой подачи сырого природного газа, причем второй и третий входы блока извлечения H2S связаны соответственно с блоком стабилизации конденсата и с блоком дегазации серы, а выходы этого блока связаны с блоком выделения серы с помощью процесса Клауса и с блоком сверхзвуковой сепарации, выход указанного блока связан со вторым входом блока стабилизации конденсата, с возможностью получения на выходе стабильного конденсата, при этом выход блока стабилизации по ШФЛУ сообщен с блоком фракционирования ШФЛУ, а блок выделения серы с помощью процесса Клауса своими первым и вторым выходами связан с блоком грануляции серы соответственно через блок дегазации серы и через блок тонкой очистки отходящих газов от сероводорода (патент на изобретение RU 2576738, МПК F25J 3/08, заявлен 14.11.2014 г., опубликован 10.03.2016 г.). Недостатками изобретения являются:Known installation for processing raw natural gas, containing interconnected unit of primary separation of raw natural gas, a unit for extracting hydrogen sulfide with an absorbent with selective selectivity for hydrogen sulfide and a supersonic separation unit installed with the possibility of receiving carbon dioxide and purified natural gas at the outlet, with the first input of the unit extraction of H 2 S is connected to the first outlet of the primary separation unit, the second outlet of which serves to output water with mechanical impurities for disposal, the third outlet is connected to the first inlet of the gas condensate stabilization unit, and the inlet is connected to the raw natural gas supply system, the second and third inputs of the block extracting H 2 S are connected respectively to the condensate stabilization unit and a sulfur degassing unit, and outputs this block associated with the block sulfur recovery using the Claus process and the block supersonic separation output of said unit is connected to the second input of the condensate stabilization unit, with a The possibility of obtaining stable condensate at the outlet, while the output of the NGL stabilization unit is connected to the NGL fractionation unit, and the sulfur recovery unit using the Claus process is connected with its first and second outputs to the sulfur granulation unit, respectively, through the sulfur degassing unit and through the fine waste gas purification unit from hydrogen sulfide (patent for invention RU 2576738, IPC F25J 3/08, declared on November 14, 2014, published on 03/10/2016). The disadvantages of the invention are:
- конденсация диоксида углерода и его отделение от газообразного метана в сверхзвуковом сепараторе при температуре минус 70 °C и сбросе давления до 4 МПа, более энергозатратные по сравнению с другими способами удаления диоксида углерода из природного газа, например, путем абсорбционной очистки;- condensation of carbon dioxide and its separation from gaseous methane in a supersonic separator at a temperature of
- потеря ценного сырья газохимических производств из-за содержания в товарном (очищенном) природном газе до 12 % мольн. углеводородов С2-С4;- loss of valuable raw materials for gas chemical industries due to the content in commercial (purified) natural gas up to 12% mol. hydrocarbons C 2 -C 4 ;
- извлечение из природного газа тяжелых углеводородов, ограниченное получением стабильного конденсата, то есть ШФЛУ, что сужает ассортимент вырабатываемой товарной продукции.- extraction of heavy hydrocarbons from natural gas, limited to the production of stable condensate, that is, NGL, which narrows the range of produced marketable products.
Известна компоновка газоперерабатывающего комплекса, состоящего из одной или нескольких очередей, каждая из которых включает технологические звенья и объекты общезаводского назначения, дополняемая звеном центральной технологической эстакады, единой для каждой очереди, соединяющим звеньевые и межзвеньевые трубопроводы, и звеном межцеховых эстакад, соединяющим очереди и объекты общезаводского хозяйства, при этом в каждой очереди технологические звенья последовательно подключают к обеим сторонам звена центральной технологической эстакады, разделенного на четыре участка, формирующих в совокупности с соответствующими технологическими звеньями производственные зоны, причем технологические звенья снабжают ресурсами от объектов общезаводского назначения при помощи звена межцеховых эстакад через звено центральной технологической эстакады (патент на изобретение RU 2722255, МПК F25J 3/00, заявлен 06.08.2019 г., опубликован 25.05.2020 г.). Главным недостатком изобретения является неучтенная потенциальная возможность использования внутренних материальных потоков отдельных звеньев газоперерабатывающего комплекса для повышения эффективности его функционирования.The layout of a gas processing complex is known, consisting of one or more stages, each of which includes technological links and general plant facilities, supplemented by a link of the central technological overpass, which is the same for each stage, connecting link and interlink pipelines, and a link of interdepartmental overpasses connecting the queues and objects of the general plant. farms, while in each turn the technological links are sequentially connected to both sides of the link of the central technological overpass, divided into four sections, which, in conjunction with the corresponding technological links, form production zones, and the technological links supply resources from general plant purposes using a link of interdepartmental overpasses through the link central technological overpass (patent for invention RU 2722255, IPC F25J 3/00, filed on 06/08/2019, published on 25/05/2020). The main disadvantage of the invention is the unaccounted potential for using the internal material flows of individual links of the gas processing complex to improve the efficiency of its operation.
Наиболее близок к заявляемому изобретению комплекс по переработке природного углеводородного газа в товарную продукцию, состоящий из газоперерабатывающего блока А, вырабатывающего метановую, этановую, пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции; блока сжижения природного газа Б, подготовленного на газоперерабатывающем блоке А; газохимического блока В, вырабатывающего полимерную продукцию из этановой и/или пропановой фракции и/или прочего углеводородного сырья, выделенных на газоперерабатывающем блоке А; логистического блока Г, включающего резервуарный парк хранения товарной продукции вышеуказанных блоков; общезаводского хозяйства Д, обеспечивающего энергоресурсами и необходимыми реагентами все вышеуказанные блоки комплекса; предусматривающий энергетические и технологические взаимосвязи между звеньями общезаводского хозяйства Д и звеньями остальных блоков комплекса А, Б, В, Г с возможностью как вариативного исполнения звеньев этих блоков, так и дополнения их новыми звеньями (патент на изобретение RU 2715838, МПК B01D 53/00, заявлен 01.10.2019 г., опубликован 03.03.2020 г.). Главным недостатком изобретения является неучтенная потенциальная возможность использования внутренних материальных потоков отдельных звеньев газоперерабатывающего комплекса для повышения эффективности его функционирования.Closest to the claimed invention is a complex for processing natural hydrocarbon gas into commercial products, consisting of a gas processing unit A, which produces methane, ethane, propane, butane and pentane-hexane fractions; natural gas liquefaction unit B prepared at gas processing unit A; gas-chemical unit B, which produces polymer products from ethane and / or propane fraction and / or other hydrocarbon feedstock separated at gas processing unit A; logistic block G, including a tank farm for storing marketable products of the above blocks; off-site facilities D, providing energy resources and the necessary reagents to all the above blocks of the complex; providing for energy and technological interconnections between the links of the off-site economy D and the links of the remaining blocks of the complex A, B, C, D with the possibility of both variable execution of the links of these blocks, and their addition with new links (patent for invention RU 2715838, IPC
Задачей заявляемого изобретения является разработка комплекса по переработке магистрального природного газа, предусматривающего отбор из него ценных компонентов в виде товарной продукции или сырья газохимических производств, повышенной эффективности за счет использования материальных потоков отдельных звеньев и снижения техногенной нагрузки на окружающую среду.The objective of the claimed invention is to develop a complex for the processing of main natural gas, providing for the selection of valuable components from it in the form of commercial products or raw materials for gas chemical production, increased efficiency due to the use of material flows of individual links and reducing the anthropogenic load on the environment.
Поставленная задача решается за счет того, что комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию, включает:The task is solved due to the fact that the complex for the processing of main natural gas into commercial products includes:
- трубопровод-отвод подачи магистрального природного газа на переработку 100;- pipeline branch of the main natural gas supply for
- газоперерабатывающий блок 200, осуществляющий выработку товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению, этановой фракции, продуктов разделения ШФЛУ в виде пропановой фракции, бутановой фракции, пентан-гексановой фракции (далее ПГФ);-
- трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод 300;- pipeline for supplying commercial natural gas to the
- блок производства сжиженного природного газа (далее СПГ) 400;- block of production of liquefied natural gas (hereinafter LNG) 400;
- блок хранения товарной продукции 500;- storage unit for
- блок отгрузки товарной продукции 600;- block for shipment of
объединенные прямыми и обратными связями в виде трубопроводов, при этом в состав указанного газоперерабатывающего блока 200 входят следующие звенья:combined by direct and feedback in the form of pipelines, while the composition of the specified
- звено замера и учета сырьевого природного газа 201; - link for measuring and accounting of raw
- звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202;- link of absorption cleaning from acidic components and
- звено глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203;- link of deep adsorption drying and
- звено ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204;- link for rectification extraction of ethane fraction and
- звено компримирования 205;-
- звено захолаживания 206;- chill-down
- звено замера и учета товарного природного газа 207;- link for metering and accounting of commercial
- звено очистки и фракционирования ШФЛУ 208;- link for cleaning and fractionation of
- звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209;- link for metering and accounting of dry natural gas, ethane and propane fractions supplied to the gas
- звено подготовки топливного газа низкого давления 210;- link for preparation of low
- звено обработки извлекаемых примесей 211;- a link for processing
- звено приготовления раствора абсорбента 212;- a link for preparing a solution of absorbent 212;
- звено приготовления деминерализованной воды 213;- link for preparation of demineralized
- звено производства азота 214;-
- звено подготовки топливного газа высокого давления 215;- high pressure fuel
в состав указанного блока производства СПГ 400 входят следующие звенья:This
- звено сжижения 401;-
- звено подготовки и компримирования хладагента 402;- link for preparation and compression of
в состав указанного блока хранения товарной продукции 500 входят следующие звенья:the structure of the specified storage unit for
- звено хранения СПГ 501;-
- звено компримирования отпарного газа 502;- link for compression of boil-off gas 502;
- звено хранения сжиженного углеводородного газа (далее СУГ) и ПГФ под давлением 503;- a link for the storage of liquefied petroleum gas (hereinafter referred to as LPG) and PGF under pressure of 503;
- звено захолаживания и термостатирования СУГ 504;- link for chilling and thermostating SUG 504;
- звено изотермического хранения СУГ 505;- link of isothermal storage of
- звено подготовки топливного газа низкого давления 506;- link for preparation of low
в состав указанного блока отгрузки товарной продукции 600 входят следующие звенья:the structure of the specified block for the shipment of
- звено отгрузки СПГ 601;-
- звено отгрузки СУГ 602;- link of shipment of
- звено отгрузки ПГФ 603;- shipping link PGF 603;
между звеньями блоков предусматривают одну или несколько из следующих дополнительных связей:between the links of the blocks one or more of the following additional links are provided:
а) подачу отработанного газа регенерации из звена 203 в звено 202 с помощью компрессора на смешение с сырьевым природным газом перед абсорбером звена 202 при неполном извлечении метанола из сырьевого природного газа в звене 202 с доочисткой очищенного природного газа в звене 203 или с очищенным природным газом после абсорбера звена 202 при глубокой очистке сырьевого природного газа от метанола в звене 202 без доочистки в звене 203;a) feeding the regeneration waste gas from the
б) подачу экспанзерного газа из звена 202 в звено 210 для использования в качестве топливного газа или в звено 211 для термического и/или каталитического окисления с последующей утилизацией образующихся продуктов;b) supplying the expanser gas from the
в) подачу воды, извлекаемой из отработанного газа регенерации при его охлаждении и/или извлекаемой на фильтрах-коалесцерах из очищенного природного газа перед адсорберами, из звена 203 в звено 202 в контур водного раствора абсорбента или в контур кислой воды или в звено 211 для термического окисления при высоком содержании метанола;c) the supply of water extracted from the regeneration waste gas when it is cooled and / or extracted on coalescer filters from the purified natural gas in front of the adsorbers, from the
г) подачу кислых газов из рефлюксной емкости десорбера звена 202 в звено 211 для термического и/или каталитического окисления или в звено 205 или 402 для смешения с дымовыми газами турбин;d) supplying acid gases from the reflux vessel of the stripper of
д) частичную или полную подачу кислой воды из рефлюксной емкости десорбера звена 202 в звено 211 для термического и/или каталитического окисления;e) partial or complete supply of acidic water from the reflux vessel of the stripper of
е) подачу воды после ее отпарки от метанола из звена 211 в звено 202 в контур водного раствора абсорбента;f) supplying water after it has been stripped from methanol from
ж) подачу сухого природного газа из звена 204 в звено 209 для последующего использования в качестве сырья и/или топливного газа газохимического производства;g) supply of dry natural gas from
з) подачу этановой фракции из звена 204 в звено 402 для подпитки контура этанового хладагента и/или контура или контуров смешанного хладагента и/или в звено 401 для регулирования калорийности СПГ;h) supplying the ethane fraction from
и) частичную или полную подачу этановой фракции из звена 204 в звено 504 при избытке вырабатываемой на газоперерабатывающем блоке 200 этановой фракции;i) partial or complete supply of the ethane fraction from
к) подачу этановой фракции из звена 204 в звено 205 для смешения с сухим природным газом при снижении или отсутствии потребления этановой фракции на газохимическом производстве;j) supply of ethane fraction from
л) подачу пропанового хладагента из звена 206 в звено 204 для конденсации паров колонны-деэтанизатора и/или охлаждения осушенного природного газа и/или охлаждения рецикла сухого природного газа;k) supplying propane refrigerant from
м) подачу пропанового хладагента из звена 206 в звено 205 для охлаждения компримированного природного газа с выкида компрессоров после аппаратов воздушного охлаждения (далее АВО);l) supply of propane refrigerant from
н) подачу компримированного природного газа из звена 205 после первой ступени компримирования до или после АВО в звено 208 для использования в качестве газа регенерации и/или газа охлаждения;m) supplying compressed natural gas from
о) подачу сухого природного газа из звена 204 или компримированного природного газа с выкида компрессоров звена 205 в звено 402 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента;o) supplying dry natural gas from
п) подачу отработанного газа регенерации и/или газа охлаждения из звена 208 в звено 210 для использования в качестве топливного газа, и/или в звено 211 для термического и/или каталитического окисления, и/или в звено 207 на смешение с товарным природным газом, и/или в звено 205 или 402 на смешение с дымовыми газами турбин;o) supplying the regeneration waste gas and / or cooling gas from the
р) подачу отпарного газа из звена 502 в звено 402 для использования в качестве топлива газовых турбин и/или в звено 215 для использования в качестве основного источника топливного газа высокого давления;p) supplying stripping gas from unit 502 to
с) подачу сырьевого природного газа из звена 201 и/или компримированного природного газа с первой ступени компрессоров звена 205 в звено 215 для использования в качестве подпитки топливного газа высокого давления при недостаточном количестве отпарного газа из звена 502;c) supplying raw natural gas from
т) подачу сухого природного газа из звена 204 в звено 210 для использования в качестве основного источника топливного газа низкого давления;r) supplying dry natural gas from
у) подачу сырьевого природного газа из звена 201 и/или компримированного природного газа с выкида компрессоров звена 205 в звено 210 для использования в качестве подпитки топливного газа низкого давления при недостаточном количестве сухого природного газа из звена 204;s) supplying raw natural gas from
ф) подачу пропановой фракции из звена 208 и/или из звена 503 в звено 401 для регулирования калорийности СПГ, и/или в звено 402 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента, и/или в звено 206 для заполнения и подпитки контура циркуляции пропанового хладагента;t) feeding the propane fraction from the
х) подачу бутановой фракции из звена 208 в звено 402 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента;x) feeding the butane cut from
ц) подачу пропановой и/или бутановой и/или пентан-гексановой фракций из звена 503 в звено 207 на смешение с товарным природным газом при периодическом снижении или отсутствии потребления или при выработке некондиционных СУГ и/или ПГФ;v) supply of propane and / or butane and / or pentane-hexane fractions from
ч) подачу углеводородного конденсата из звена 202 в звено 503 на смешение с ПГФ.h) feeding hydrocarbon condensate from
Дополнительная связь по п. а позволяет использовать отработанный газ регенерации адсорбента для извлечения этановой фракции и ШФЛУ, увеличивая их выработку, вместо сжигания этого газа в качестве топливного газа и/или сброса на факел с загрязнением окружающей среды. The additional link according to item a allows the use of the waste gas of the adsorbent regeneration to extract the ethane fraction and NGL, increasing their production, instead of burning this gas as a fuel gas and / or flaring with environmental pollution.
Дополнительная связь по п. б позволяет использовать экспанзерный газ, выделенный из водного раствора абсорбента и состоящий в основном из углеводородов, в качестве топливного газа, сокращая расход сухого природного газа, потребляемого на топливные нужды.The additional connection according to item b allows the use of expanser gas, separated from an aqueous solution of an absorbent and consisting mainly of hydrocarbons, as a fuel gas, reducing the consumption of dry natural gas consumed for fuel needs.
Дополнительная связь по п. в позволяет полезно использовать воду, извлекаемую из отработанного газа регенерации и/или очищенного природного газа, вместо сброса ее в систему сточных вод, снижая тем самым нагрузку на систему очистки сточных вод.The additional connection according to claim c allows the use of water recovered from the regeneration waste gas and / or purified natural gas, instead of discharging it into the wastewater system, thereby reducing the load on the wastewater treatment system.
Дополнительная связь по п. г позволяет за счет технологического использования кислых газов из рефлюксной емкости десорбера устранить загрязнение окружающей среды меркаптанами, сероводородом и метанолом.Additional connection according to item d allows, due to the technological use of acid gases from the reflux vessel of the stripper, to eliminate environmental pollution by mercaptans, hydrogen sulfide and methanol.
Дополнительная связь по п. д позволяет частично или полностью отводить кислую воду в виде водометанольной смеси в тех случаях, когда происходит накопление метанола в верхней части десорбера, что может привести к вспениванию раствора абсорбента и нарушению нормальных режимов регенерации раствора в десорбере и очистки сырьевого природного газа в абсорбере. Дополнительно данная связь позволяет сохранить эффективность удаления метанола при увеличении его концентрации в сырьевом природном газе или увеличить глубину очистки от метанола при его неизменной концентрации в сырьевом природном газе.Additional connection according to item e allows partially or completely removing acidic water in the form of a water-methanol mixture in cases where methanol accumulates in the upper part of the stripper, which can lead to foaming of the absorbent solution and disruption of the normal modes of regeneration of the solution in the stripper and purification of raw natural gas in the absorber. Additionally, this relationship allows you to maintain the efficiency of methanol removal with an increase in its concentration in the natural gas feed or increase the depth of purification from methanol with its constant concentration in the natural gas feed.
Дополнительная связь по п. е позволяет сократить производство свежей деминерализованной воды для подпитки водного раствора абсорбента с поддержанием необходимой концентрации.Additional connection according to item e allows to reduce the production of fresh demineralized water for replenishment of the aqueous absorbent solution while maintaining the required concentration.
Дополнительная связь по п. з, и/или по п., и и/или по п. к обеспечивает вариативность работы комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию и позволяет в зависимости от технологической необходимости использовать этановую фракцию, соответственно, в качестве хладагента для подпитки контура или контуров хладагента, и/или для регулирования калорийности СПГ (п. з), и/или в качестве компонента сухого природного газа (п. к) (по нормативам максимальное содержание этана в товарном природном газе допустимо на уровне 7-8 % мольн.) и/или направлять в звено 504 (п. и) для накопления и отгрузки потребителям при снижении или отсутствии потребления этановой фракции на газохимическом производстве, чтобы не останавливать выработку этановой фракции на газоперерабатывающем блоке 200.Additional communication according to clause h, and / or according to clause, and / or according to clause k provides variability in the operation of the complex for processing main natural gas into commercial products and allows, depending on the technological need, to use the ethane fraction, respectively, as a refrigerant for feeding the refrigerant circuit or circuits, and / or for regulating the calorific value of LNG (item h), and / or as a component of dry natural gas (item c) (according to the standards, the maximum ethane content in commercial natural gas is permissible at the level of 7-8 % molar) and / or send to unit 504 (p. i) for accumulation and shipment to consumers with a decrease or absence of ethane fraction consumption at the gas chemical production, so as not to stop the ethane fraction production at the
Дополнительная связь по п. л и/или п. м позволяет использовать вырабатываемую пропановую фракцию в качестве пропанового хладагента для конденсации паров колонны-деэтанизатора, и/или охлаждения осушенного природного газа, и/или охлаждения рецикла сухого природного газа (п. л), и/или для охлаждения компримированного природного газа после АВО (п. м), поддерживая стабильный режим работы колонны-деэтанизатора и/или постоянную температуру товарного природного газа независимо от температуры окружающей среды, соответственно, и одновременно обеспечивая вариативность работы газоперерабатывающего блока 200.Additional connection on p. L and / or p. M allows the generated propane fraction to be used as a propane refrigerant for condensation of vapors of the deethanizer column, and / or cooling of dried natural gas, and / or cooling of the dry natural gas recycle (p. L), and / or for cooling compressed natural gas after AVO (lm), maintaining a stable operating mode of the deethanizer column and / or a constant temperature of commercial natural gas regardless of the ambient temperature, respectively, and at the same time ensuring the variability of the operation of the
Дополнительная связь по п. н и/или п. о позволяет использовать компримированный и/или сухой природный газ как в качестве газа регенерации и/или газа охлаждения адсорбента (п. н), так и в качестве хладагента для подпитки контура или контуров смешанного хладагента (п. о), что обеспечивает технологическую гибкость и вариативность работы газоперерабатывающего блока 200.Additional communication according to p.n. and / or p.o allows the use of compressed and / or dry natural gas both as a regeneration gas and / or gas for cooling the adsorbent (p.n.) and as a refrigerant for feeding the circuit or mixed refrigerant circuits (p. o), which provides technological flexibility and variability of the
Дополнительная связь по п. р позволяет использовать отпарной газ в качестве топлива, уменьшая мощности компримирования отпарного газа за счёт более низкого давления топливной сети.Additional communication on p. P allows the use of boil-off gas as fuel, reducing the power of boil-off gas compression due to the lower pressure of the fuel network.
Дополнительная связь по п. с позволяет использовать сырьевой и/или компримированный природный газ для подпитки топливного газа высокого давления при недостатке или отсутствии отпарного газа, обеспечивая технологическую гибкость и вариативность работы газоперерабатывающего блока 200.The additional connection according to claim c allows the use of raw and / or compressed natural gas for feeding high-pressure fuel gas with a lack or absence of boil-off gas, providing technological flexibility and variability in the operation of the
Дополнительная связь по п. т позволяет использовать сухой природный газ в качестве основного источника топливного газа низкого давления, что обеспечивает функционирование комплекса и снижает потери ценных углеводородов относительно использования в качестве топливного газа сырьевого природного газа.Additional communication on the item t allows the use of dry natural gas as the main source of low-pressure fuel gas, which ensures the operation of the complex and reduces the loss of valuable hydrocarbons relative to the use of raw natural gas as a fuel gas.
Дополнительная связь по п. у позволяет при недостатке сухого природного газа использовать в качестве подпитки топливного газа низкого давления сырьевой природный газ или компримированный природный газ, обеспечивая технологическую гибкость и вариативность работы газоперерабатывающего блока 200.The additional connection according to claim y allows, in the event of a shortage of dry natural gas, to use raw natural gas or compressed natural gas as a replenishment of low-pressure fuel gas, providing technological flexibility and variability in the operation of the
Дополнительная связь по п. ф и/или по п. х позволяет использовать вырабатываемые пропановую фракцию и/или бутановую фракцию, соответственно, для подпитки контура или контуров смешанного хладагента, обеспечивая технологическую гибкость и вариативность работы газоперерабатывающего блока 200 и блока производства СПГ 400. Additional communication according to claim f and / or according to claim x allows the generated propane fraction and / or butane fraction to be used, respectively, to feed the mixed refrigerant circuit or circuits, providing technological flexibility and variability in the operation of the
Дополнительная связь по п. ц позволяет смешивать пропановую и/или бутановую и/или пентан-гексановую фракции с товарным природным газом при периодическом снижении или отсутствии их потребления по причине особенностей логистики или выработки некондиционных СУГ и/или ПГФ. An additional connection on p. C allows mixing propane and / or butane and / or pentane-hexane fractions with commercial natural gas with a periodic decrease or absence of their consumption due to the peculiarities of logistics or the production of substandard LPG and / or PGF.
Целесообразно при высокой концентрации сероводорода в магистральном природном газе блок 200 дополнить звеном получения элементной серы 216 с использованием метода Клауса и подачей кислых газов из рефлюксной емкости десорбера звена 202. It is advisable to supplement
Целесообразно для снижения выбросов парниковых газов при низкой концентрации сероводорода в сырьевом природном газе блок 200 дополнить звеном компримирования кислых газов 217 для подачи кислых газов из рефлюксной емкости десорбера звена 202 на смешение с товарным природным газом перед звеном 207 после отвода части товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению, в звено 401 и/или на производство метанола и/или карбамида и/или другой продукции. It is expedient to supplement
Целесообразно при высокой концентрации меркаптанов в отработанном газе регенерации звена 208 и/или незначительном потреблении топливного газа низкого давления блок 200 дополнить звеном очистки газа регенерации 218 для извлечения меркаптанов и/или метанола из отработанного газа регенерации звена 208 с подачей очищенного газа регенерации из звена 218 в звено 210 в качестве топливного газа и/или в звено 205 на смешение с сухим природным газом или в звено 207 на смешение с товарным природным газом.It is advisable for a high concentration of mercaptans in the regeneration exhaust gas of the
Указанные дополнительные связи, представляющие собой материальные потоки между различными звеньями комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию, применимы к следующим конфигурациям звеньев.The indicated additional links, which are material flows between various links of the complex for the processing of main natural gas into marketable products, are applicable to the following link configurations.
Звено замера и учета сырьевого природного газа 201 представляет собой совокупность контрольно-измерительных и аналитических приборов, позволяющих с требуемой точностью производить замер и учет поступающего в качестве сырьевого природного газа на переработку магистрального природного газа, а также определить его состав и физико-химические свойства.The link for measuring and accounting for raw
Звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 реализуется в виде двухколонной системы удаления кислых компонентов (диоксида углерода и сероводорода) и метанола из сырьевого природного газа. Очистка сырьевого природного газа осуществляется путем его промывки водным раствором абсорбента, активированного при необходимости дополнительными компонентами, в первой колонне (абсорбере) с давлением чуть ниже давления поступающего на переработку магистрального природного газа в диапазоне 5,0-9,8 МПа (изб.), а температура подаваемого в верхнюю часть абсорбера регенерированного раствора абсорбента поддерживается в диапазоне 30-50 °C. Регенерацию насыщенного раствора абсорбента проводят во второй колонне (десорбере), где поддерживается давление в пределах 0,05-0,1 МПа (изб.), а выделение поглощенных в абсорбере кислых компонентов и метанола производится за счёт подвода тепла в куб десорбера водяным паром или маслом-теплоносителем. Насыщенный раствор абсорбента из абсорбера в десорбер подают через экспанзерную емкость, где поддерживается давление в диапазоне 0,4-1,0 МПа (изб.) для возможности подачи газа расширения (экспанзерного газа) в топливную сеть низкого давления и/или на окисление для последующей безопасной утилизации. В звене абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 также предусматривается фильтрация части регенерированного раствора абсорбента в количестве 10-20 % от общего объема циркуляции раствора в группе фильтров, представляющей собой последовательно расположенные фильтр грубой очистки от механических примесей, угольный фильтр адсорбционной очистки от продуктов разложения абсорбента и фильтр тонкой очистки от угольной пыли.The link of absorption purification from acidic components and
В звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 удаляют влагу с доочисткой от следов метанола в первой группе адсорберов, где поддерживается давление в диапазоне 4,9-9,7 МПа (изб.), а также пары ртути во второй группе адсорберов, где поддерживается давление в диапазоне 4,8-9,6 МПа (изб.). Регенерация и охлаждение адсорбента первой группы адсорберов (цеолиты) проводится осушенным природным газом, расход которого составляет до 10 % от расхода поступающего в звено глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 очищенного природного газа при давлении в диапазоне 4,8-9,6 МПа (изб.). Газ регенерации нагревают в печи или в теплообменнике с помощью водяного пара или масла-теплоносителя до значения температуры в диапазоне 230-330 °C. Во второй группе адсорберов в качестве адсорбента используют активированный уголь, пропитанный серой, или неорганические цеолиты с добавкой сульфидов различных металлов. После насыщения этого адсорбента ртутью или по истечению срока службы адсорбента производится его замена на свежий, а отработанный адсорбент направляют на утилизацию. In the link of deep adsorption drying and purification from
В звене ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 реализована двухколонная система низкотемпературного разделения осушенного природного газа с получением холода за счет расширения части этого газа на детандере. Другая часть осушенного природного газа охлаждается и конденсируется в рекуперативном теплообменнике, а после дросселирования направляется в качестве орошения в первую ректификационную колонну (деметанизатор), где поддерживают давление в диапазоне 1,0-3,0 МПа (изб.). Продуктами разделения осушенного природного газа в колонне-деметанизаторе являются сухой природный газ и фракция C2 и выше. Для увеличения степени извлечения этановой фракции часть сухого природного газа в количестве 5-40 % компримируется на отдельном компрессоре или на компрессорах звена компримирования 205, затем конденсируется в рекуперативном теплообменнике и после дросселирования подается в качестве дополнительного орошения в колонну-деметанизатор. Во второй ректификационной колонне (деэтанизатор) происходит разделение фракции C2 и выше с получением этановой фракции и ШФЛУ. Для возможности полезного использования этановой фракции в период отсутствия ее потребления на газохимическом производстве давление в колонне-деэтанизаторе поддерживают равным или больше давления в колонне-деметанизаторе для подачи этановой фракции в звено компримирования 205.A two-column system for low-temperature separation of dried natural gas with the production of cold due to the expansion of a part of this gas on an expander is implemented in the unit of the rectification extraction of the ethane fraction and
Звено компримирования 205 предназначено для компримирования поступающего из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 сухого природного газа перед его подачей в магистральный газопровод или на блок производства СПГ 400. Сухой природный газ компримируют в одну или две ступени в зависимости от требуемого давления нагнетания на компрессорах с газотурбинным и/или электрическим приводом, охлаждая на АВО после каждой ступени компримирования. При использовании газотурбинного привода предусматривается рекуперация тепла дымовых газов турбин с генерацией водяного пара и/или для нагрева масла-теплоносителя.
Звено захолаживания 206 представляет собой замкнутый контур пропанового хладагента, где последовательно происходят его сжатие до давления в диапазоне 1,2-1,7 МПа (изб.) за счет компрессора с электроприводом и/или газотурбинным приводом, охлаждение и конденсация на АВО, подача потребителям за счет давления сжатия в компрессоре или с помощью насосов, дросселирование на клапане Джоуля-Томпсона до заданного значения давления с соответствующей равновесному состоянию температуре, кипение жидкого хладагента в испарителях при постоянной температуре и возврат паров хладагента на прием компрессора.
Звено замера и учета товарного природного газа 207 представляет собой совокупность контрольно-измерительных и аналитических приборов, позволяющих с требуемой точностью производить замер и учет подаваемого в магистральный газопровод товарного природного газа, а также определить его состав и физико-химические свойства.The link for measuring and accounting for commercial
В звене очистки и фракционирования ШФЛУ 208 сначала из ШФЛУ удаляют меркаптаны и/или метанол на цеолитах, регенерируемых компримированным природным газом из звена компримирования 205 после его нагрева в печи или в теплообменнике с помощью водяного пара или масла-теплоносителя. В качестве газа охлаждения адсорбента используют компримированный природный газ из звена компримирования 205 или азот высокого качества из звена производства азота 214. Очищенная ШФЛУ разделяется на пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции в двух ректификационных колоннах последовательного извлечения пропановой и бутановой фракций или пентан-гексановой и бутановой фракций.In the NGL purification and
Звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209 представляет собой совокупность контрольно-измерительных и аналитических приборов, позволяющих с требуемой точностью производить замер и учет подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа и этановой фракции из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204, пропановой фракции из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208, а также определить их состав и физико-химические свойства.The link for measuring and accounting for dry natural gas, ethane and propane fractions supplied to the gas
В звене подготовки топливного газа низкого давления 210 предусмотрены последовательно осуществляемые подогрев топливного газа во избежание низких температур после расширения (дросселирования) до значения давления 0,8-1,0 МПа (изб.), а также сепарация и фильтрация. Сепарационное оборудование одновременно создает необходимый буфер для предотвращения резкого изменения состава топливного газа. Основным источником топливного газа низкого давления при нормальной работе является сухой природный газ из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204. Также предусматривается подача сырьевого природного газа из звена замера и учета сырьевого природного газа 201 и компримированного природного газа из звена компримирования 205 в качестве резервных источников. Топливный газ низкого давления, подготавливаемый в звене 210, используют на нужды звеньев газоперерабатывающего блока 200.In the low-pressure fuel
Звено обработки извлекаемых примесей 211 представляет собой группу аппаратов: термических и/или каталитических окислителей, предназначенных для окисления кислородом воздуха серосодержащих соединений и/или метанола, поступающих в составе материальных потоков отдельных звеньев. Конфигурация окислителей предусматривается без и/или с рекуперацией тепла дымовых газов при возможности генерации водяного пара и/или подогрева масла-теплоносителя и/или теплофикационной воды. Для случая высокого содержания метанола в составе поступающего на комплекс магистрального природного газа в звене обработки извлекаемых примесей 211 предусматривают ректификационную колонну отпарки кислой воды. Верхним продуктом разделения колонны будет метанол высокой концентрации, а кубовым продуктом – отпаренная от метанола вода, возвращаемая в технологический процесс (в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 в контур водного раствора абсорбента). Метанол высокой концентрации выводится в качестве одного из видов товарной продукции комплекса либо утилизируется в термическом и/или каталитическом окислителе.The unit for processing the extracted
Звено приготовления раствора абсорбента 212 предназначено для приема реагентов (свежего абсорбента и деминерализованной воды), приготовления водного раствора абсорбента необходимой концентрации и последующей подачи готового раствора в контур водного раствора абсорбента звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 с целью заполнения системы или подпитки раствора, а также для приема раствора абсорбента при опорожнении оборудования звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202.The link for the preparation of the
В звене приготовления деминерализованной воды 213 применяют технологии обратного осмоса и/или электродиализа. Также предусматривается буферная емкость хранения и насосы подачи деминерализованной воды потребителям.In the link for the preparation of
В звене производства азота 214 получают азот высокого и низкого качества. Азот низкого качества производится мембранным или адсорбционным способом (PSA) и через буферную емкость направляется потребителям. Азот высокого качества производится путем низкотемпературной ректификации или испарения и нагрева до требуемой температуры импортируемого со стороны жидкого азота с подачей потребителям через буферную емкость.
В звене подготовки топливного газа высокого давления 215 предусмотрены последовательные дросселирование топливного газа до значения давления 3,5-3,6 МПа (изб.), сепарация и фильтрация. Сепарационное оборудование одновременно создает необходимый буфер для предотвращения резкого изменения состава топливного газа. Основным источником топливного газа высокого давления при нормальной работе являются избытки отпарного газа звена компримирования отпарного газа 502 блока хранения товарной продукции 500, невостребованные в звене подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400. Также предусматривается подача в качестве резервного источника компримированного природного газа с выкида первой ступени компрессоров звена компримирования 205 и/или сырьевого природного газа из звена замера и учета сырьевого природного газа 201, который подогревается на входе в теплообменнике или электрическом подогревателе до или после дросселирования для исключения образования газовых гидратов. In the high-pressure fuel
В звене получения элементной серы 216 используют метод Клауса. Сначала кислый газ сжигается, причем кислород воздуха подается в топку в количестве, необходимом для окисления сероводорода до серы. Для этого применяют реакторы, состоящие из топочной камеры и трубчатого теплообменника. В торцевой части топочной камеры расположены горелки. В зоне смешения сероводорода и воздуха горение происходит в закрученном потоке, затем продукты сгорания поступают в основной топочный объем. Далее продукты сгорания охлаждаются водой, проходя по трубному пространству трубчатого теплообменника, и поступают в конденсатор, откуда полученная сера выводится в хранилище и дегазируется. Товарная продукция может отгружаться в виде комковой, порошковой, гранулированной или жидкой серы.Elemental sulfur unit 216 uses the Claus method. First, the acid gas is burned, and the oxygen in the air is supplied to the furnace in the amount necessary for the oxidation of hydrogen sulfide to sulfur. For this, reactors are used, consisting of a combustion chamber and a tubular heat exchanger. Burners are located in the end part of the combustion chamber. In the zone of mixing hydrogen sulfide and air, combustion occurs in a swirling flow, then the combustion products enter the main combustion chamber. Further, the combustion products are cooled with water, passing through the tube space of the tubular heat exchanger, and enter the condenser, from where the resulting sulfur is removed to the storage and degassed. Commercial products can be shipped in the form of lumpy, powder, granular or liquid sulfur.
Звено компримирования кислых газов 217 предназначено для подачи низконапорных кислых газов из звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 на смешение с товарным природным газом перед звеном замера и учета товарного природного газа 207 после отвода части товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению, в звено сжижения 401 и/или на производство метанола и/или карбамида и/или другой продукции. В звене компримирования кислых газов 217 последовательно реализуют одноступенчатое или многоступенчатое сжатие в компрессорах с электродвигателем и/или газотурбинным приводом и охлаждение с помощью АВО. При использовании газотурбинного привода предусматривается рекуперация тепла дымовых газов турбин с генерацией водяного пара и/или для нагрева масла-теплоносителя. В случае подачи кислых газов на производство метанола и/или карбамида и/или другой продукции в составе звена компримирования кислых газов 217 может быть предусмотрено дополнительное оборудование для очистки газов от нежелательных примесей.Sour gas compression link 217 is intended for supplying low-pressure acid gases from the absorption purification link from acid components and
Звено очистки газа регенерации 218 предназначено для очистки от меркаптанов и/или метанола отработанного газа регенерации, поступающего из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208, с помощью адсорбента. Очищенный газ регенерации используется на покрытие нужд комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию, например, подается в звено подготовки топливного газа низкого давления 210, или на смешение с товарным природным газом перед звеном замера и учета товарного природного газа 207, или в звено компримирования 205. Для регенерации насыщенного примесями адсорбента звена очистки газа регенерации 218 используется поток азота высокой чистоты из звена производства азота 214 после нагрева до требуемой температуры. Насыщенный извлекаемыми примесями азот подается для термического и/или каталитического окисления в звено обработки извлекаемых примесей 211 с целью утилизации меркаптанов и/или метанола. Для охлаждения регенерированного адсорбента также используется поток азота высокой чистоты. Regeneration gas purification unit 218 is designed to remove mercaptans and / or methanol from regeneration waste gas coming from the
В звене сжижения 401 реализуются процессы последовательного охлаждения, сжижения товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению и предварительно смешанного с пропановой и/или этановой фракцией при необходимости, и переохлаждения СПГ. Данные процессы проводятся в отдельных криогенных теплообменных аппаратах и/или в различных секциях одного криогенного теплообменного аппарата. Переохлажденный СПГ направляется в звено хранения СПГ 501 блока хранения товарной продукции 500.
Звено подготовки и компримирования хладагента 402 представляет собой замкнутый контур или замкнутые контуры смешанных хладагентов, содержащих азот и/или метан и/или этан или этилен и/или пропан и/или различные формы бутанов. В каждом контуре последовательно происходят сжатие в компрессоре с электроприводом и/или газотурбинным приводом, охлаждение и/или конденсация на АВО, переохлаждение в криогенных теплообменниках, дросселирование на клапане и/или детандере и подача в криогенный теплообменник звена сжижения 401 в качестве хладагента. В криогенном теплообменнике звена сжижения 401 происходит испарение хладагента и последующий возврат паров хладагента на прием компрессора. В случае применения газовых турбин предусматривается рекуперация тепла дымовых газов с генерацией водяного пара и/или нагрева масла-теплоносителя.The refrigerant preparation and
Звено хранения СПГ 501 предназначено для хранения и накопления судовой партии СПГ в одном или нескольких резервуарах.
В звено компримирования отпарного газа 502 поступает отпарной газ, образующийся при дросселировании или расширении на жидкостном детандере СПГ перед резервуаром хранения, при хранении СПГ в резервуаре звена хранения СПГ 501 и при загрузке СПГ в суда-газовозы из звена отгрузки СПГ 601 блока отгрузки товарной продукции 600, для последующей его подачи в качестве топливного газа турбин контура или контуров смешанного хладагента звена подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 и/или в качестве топливного газа турбин звена компримирования 205 газоперерабатывающего блока 200.The stripping gas compression unit 502 receives stripping gas generated during throttling or expansion on the LNG liquid expander in front of the storage tank, during the storage of LNG in the
В звене хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 хранение товарной продукции в виде СУГ (пропановой и бутановой фракций) и ПГФ осуществляют в одном или нескольких резервуарах под давлением.At the level of storage of LPG and PGF under
Звено захолаживания и термостатирования СУГ 504 предназначено для захолаживания и конденсации поступающих пропановой и бутановой фракций, а также конденсации отпарных газов СУГ, образующихся в звене изотермического хранения СУГ 505 и при отгрузке СУГ в звене отгрузки СУГ 602 блока отгрузки товарной продукции 600.The unit for cooling down and thermostating of
Звено изотермического хранения СУГ 505 предназначено для изотермического хранения и накопления судовой партии СУГ в одном или нескольких резервуарах.The link of isothermal storage of
Топливный газ низкого давления, получаемый в звене подготовки топливного газа низкого давления 506, используют на нужды звеньев блока 500.The low pressure fuel gas obtained in the low pressure fuel
Звенья отгрузки СПГ, СУГ и ПГФ 601, 602 и 603, соответственно, предназначены для отгрузки потребителям товарной продукции и возврата на комплекс отпарных газов, образующихся при отгрузке.The LNG, LPG and
На чертеже представлена принципиальная схема одного из возможных вариантов реализации комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию с использованием следующих обозначений:The drawing shows a schematic diagram of one of the possible options for the implementation of a complex for processing main natural gas into commercial products using the following designations:
1-79 – трубопроводы; 1-79 - pipelines;
100 – трубопровод-отвод подачи магистрального природного газа на переработку;100 - pipeline branch of the main natural gas supply for processing;
200 – газоперерабатывающий блок;200 - gas processing unit;
201 – звено замера и учета сырьевого природного газа; 201 - link for measuring and metering raw natural gas;
202 – звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола;202 - link of absorption purification from acidic components and methanol;
203 – звено глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути;203 - a link of deep adsorption drying and mercury removal;
204 – звено ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ;204 - link for rectification extraction of ethane fraction and NGL;
205 – звено компримирования;205 - compression link;
206 – звено захолаживания;206 - chill-down link;
207 – звено замера и учета товарного природного газа;207 - link for metering and accounting of commercial natural gas;
208 – звено очистки и фракционирования ШФЛУ;208 - NGL purification and fractionation unit;
209 – звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций;209 - link for measuring and accounting for dry natural gas, ethane and propane fractions supplied to the gas chemical production;
210 – звено подготовки топливного газа низкого давления;210 - link for preparation of low pressure fuel gas;
211– звено обработки извлекаемых примесей;211 — link for processing the extracted impurities;
212 – звено приготовления раствора абсорбента;212 — link for preparation of absorbent solution;
213 – звено приготовления деминерализованной воды;213 - link for preparation of demineralized water;
214 – звено производства азота;214 - nitrogen production link;
215 – звено подготовки топливного газа высокого давления;215 - high pressure fuel gas preparation link;
300 – трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод;300 - pipeline for supplying commercial natural gas to the main gas pipeline;
400 – блок производства СПГ;400 - LNG production unit;
401 – звено сжижения;401 - liquefaction link;
402 – звено подготовки и компримирования хладагента;402 - refrigerant preparation and compression link;
500 – блок хранения товарной продукции;500 - storage unit for commercial products;
501 – звено хранения СПГ;501 - LNG storage link;
502 – звено компримирования отпарного газа;502 - boil-off gas compression link;
503 – звено хранения СУГ и ПГФ под давлением;503 - link for storage of LPG and PGF under pressure;
504 – звено захолаживания и термостатирования СУГ;504 - link for chilling and thermostating of LPG;
505 – звено изотермического хранения СУГ;505 - link for isothermal storage of LPG;
506 – звено подготовки топливного газа низкого давления;506 - low pressure fuel gas preparation link;
600 – блок отгрузки товарной продукции;600 - block for shipment of marketable products;
601 – звено отгрузки СПГ;601 - LNG shipping link;
602 – звено отгрузки СУГ;602 - LPG shipment link;
603 – звено отгрузки ПГФ.603 - PGF shipment link.
Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию согласно представленной принципиальной схеме функционирует следующим образом. Магистральный природный газ из трубопровода-отвода подачи магистрального природного газа на переработку 100 по трубопроводу 1 поступает в качестве сырьевого природного газа в звено замера и учёта сырьевого природного газа 201 газоперерабатывающего блока 200. При пуске и в случае нехватки топливного газа низкого и/или высокого давления часть сырьевого природного газа направляется в звено подготовки топливного газа низкого давления 210 и/или в звено подготовки топливного газа высокого давления 215 по трубопроводам 9 и/или 10, соответственно. Основное количество сырьевого природного газа по трубопроводу 2 после замера и учета направляется в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202, где с помощью водного раствора абсорбента удаляются диоксид углерода, сероводород и метанол. Очищенный природный газ направляется по трубопроводу 3 в звено глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203. Выделенный из раствора насыщенного абсорбента экспанзерный газ отводится по трубопроводам 16 и 17 в звено обработки извлекаемых примесей 211 и в звено подготовки топливного газа низкого давления 210, соответственно, для использования в качестве топливного газа. Извлеченные кислые газы (диоксид углерода и сероводород) подают по трубопроводу 18 в звено обработки извлекаемых примесей 211. Кислая вода в виде водометанольной смеси направляется по трубопроводу 75 в звено обработки извлекаемых примесей 211 для отпарки из неё метанола, после чего очищенная вода возвращается по трубопроводу 76 в контур водного раствора абсорбента звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202.The complex for processing main natural gas into marketable products according to the presented schematic diagram operates as follows. Main natural gas from the pipeline branch of the main natural gas supply for processing 100 through pipeline 1 is supplied as raw natural gas to the metering and metering link of raw
Для подпитки контура водного раствора абсорбента звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 предусмотрена подача абсорбента по трубопроводу 49 из звена приготовления раствора абсорбента 212. Для снабжения водой звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 и звена приготовления раствора абсорбента 212 предусмотрена подача деминерализованной воды из звена приготовления деминерализованной воды 213 по трубопроводам 74 и 79, соответственно. To feed the loop of the aqueous solution of the absorbent of the unit of absorption cleaning from acidic components and
В звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 поступающий по трубопроводу 3 очищенный природный газ осушается и очищается от ртути, после чего осушенный природный газ по трубопроводу 4 направляется в звено ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204. Часть осушенного природного газа используют в звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 в качестве газа регенерации и/или газа охлаждения адсорбентов осушки, после чего отработанный газ регенерации предварительно компримируют в звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 и направляют по трубопроводу 19 в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 на смешение с сырьевым природным газом для повторной очистки с целью исключения накопления нежелательных примесей в звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203. Вода, извлекаемая из отработанного газа регенерации при его охлаждении и/или на фильтрах-коалесцерах из очищенного природного газа перед адсорберами в звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203, по трубопроводам 77 и/или 78 поступает в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 и/или в звено обработки извлекаемых примесей 211, соответственно.In the link of deep adsorption drying and purification from
Поступающий по трубопроводу 4 осушенный природный газ в звене ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 разделяют на: The dried natural gas supplied through the pipeline 4 in the unit of the rectification extraction of the ethane fraction and
- сухой природный газ, частично направляемый по трубопроводу 11 в звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209 для дальнейшего следования по трубопроводу 13 непосредственно на газохимическое производство в качестве сырья и/или топливного газа, частично направляемый по трубопроводу 12 в звено подготовки топливного газа низкого давления 210, и частично направляемый по трубопроводу 5 в звено компримирования 205; - dry natural gas, partly sent through
- этановую фракцию, частично направляемую по трубопроводу 43 в звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209 для дальнейшего следования по трубопроводу 44 непосредственно на газохимическое производство в качестве сырья, частично направляемую по трубопроводу 47 в звено подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 для подпитки контура этанового хладагента и/или контура или контуров смешанного хладагента, также при отсутствии спроса со стороны газохимического производства или при выработке избытка этановой фракции последняя может направляться по трубопроводу 45 в звено захолаживания и термостатирования СУГ 504 блока хранения товарной продукции 500 и/или по трубопроводу 46 в звено компримирования 205;- ethane fraction, partially sent through pipeline 43 to the metering and metering unit supplied to the gas chemical production of dry natural gas, ethane and
- ШФЛУ, направляемую по трубопроводу 20 в звено очистки и фракционирования ШФЛУ 208.- NGL, directed through
Для функционирования звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 используют пропановый хладагент, поступающий по трубопроводу 51 из звена захолаживания 206 и возвращающийся по трубопроводу 50 после передачи холода.For the operation of the unit of rectification extraction of the ethane fraction and
Подаваемый по трубопроводу 5 в звено компримирования 205 сухой природный газ компримируется, охлаждается с помощью АВО и, при необходимости, с помощью пропанового хладагента, поступающего по трубопроводу 53 из звена захолаживания 206 и возвращающегося по трубопроводу 52 после передачи холода. Снабжение топливным газом звена компримирования 205 и звена захолаживания 206 осуществляется по трубопроводу 59 и трубопроводу 61, соответственно, из звена подготовки топливного газа высокого давления 215. Часть компримированного природного газа перед охлаждением пропановым хладагентом поступает по трубопроводу 48 для использования в качестве газа регенерации и/или газа охлаждения адсорбентов звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208. Одна часть товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению, направляется по трубопроводу 8 в звено сжижения газа 401 блока производства СПГ 400, а другая по трубопроводу 6 – в звено замера и учета товарного природного газа 207, откуда по трубопроводу 7 через трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод 300 подаётся в магистральный газопровод. Также возможна подача части компримированного природного газа по трубопроводу 14 в звено подготовки топливного газа низкого давления 210 и/или по трубопроводу 60 в звено подготовки топливного газа высокого давления 215 для использования в качестве топливного газа, и/или по трубопроводу 15 в звено подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента, а также в качестве резервного источника топливного газа при его недостатке.The dry natural gas supplied through the pipeline 5 to the
Поступающий по трубопроводу 8 в звено сжижения 401 блока производства СПГ 400 товарный природный газ, полностью подготовленный к сжижению, охлаждается и конденсируется за счёт использования хладагентов, поступающих по группе трубопроводов 57 из звена подготовки и компримирования хладагента 402 и возвращающихся по группе трубопроводов 58 после передачи холода. Хладагенты требуемого состава производятся непосредственно в звене подготовки и компримирования хладагента 402 путём смешения в необходимых пропорциях компримированного природного газа (компонент – метан), поступающего из звена компримирования 205 по трубопроводу 15, этановой фракции (компонент – этан), поступающей из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 по трубопроводу 47, пропановой фракции (компонент – пропан), поступающей из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208 по трубопроводу 32, бутановой фракции (компонент – бутан), поступающей из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208 по трубопроводу 42, азота, поступающего из звена производства азота 214 по трубопроводу 65. Полученный в звене сжижения 401 переохлажденный СПГ по трубопроводу 54 подаётся в звено хранения СПГ 501 блока хранения товарной продукции 500, где происходит накопление судовых партий СПГ. СПГ по трубопроводу 55 направляется в звено отгрузки СПГ 601 блока отгрузки товарной продукции 600 для отгрузки по трубопроводу 56 в суда-газовозы на отправку потребителям. Газы вытеснения и отпарные газы, образующиеся при отгрузке СПГ, по трубопроводу 72 из судов-газовозов поступают в звено отгрузки СПГ 601, а затем по трубопроводу 73 подаются в звено компримирования отпарного газа 502 блока хранения товарной продукции 500. В звено компримирования отпарного газа 502 по трубопроводу 66 поступают также отпарные газы, образующиеся в звене хранения СПГ 501. Компримированные отпарные газы из звена компримирования отпарного газа 502 по трубопроводу 63 в требуемом количестве поступают в звено подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 в качестве топливного газа. Избыток компримированных отпарных газов по трубопроводу 62 направляют в звено подготовки топливного газа высокого давления 215 газоперерабатывающего блока 200.Commodity natural gas supplied through pipeline 8 to the
В звене очистки и фракционирования ШФЛУ 208 из выделенной в звене ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 и поступающей по трубопроводу 20 ШФЛУ удаляют меркаптаны и метанол перед разделением на:In the
- пропановую фракцию, частично направляемую по трубопроводу 23 в звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209 для дальнейшего следования по трубопроводу 24 непосредственно на газохимическое производство в качестве сырья, частично направляемую по трубопроводу 25 для заполнения и подпитки контура циркуляции пропанового хладагента в звено захолаживания 206, частично направляемую по трубопроводу 31 в звено сжижения 401 блока производства СПГ 400 для регулирования калорийности СПГ, частично направляемую по трубопроводу 32 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента звена подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400, при этом балансовое количество пропановой фракции подаётся по трубопроводу 26 в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500;- propane fraction, partially sent through
- бутановую фракцию, частично направляемую по трубопроводу 42 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента звена подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400, балансовое количество бутановой фракции подаётся по трубопроводу 37 в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500;- butane fraction, partially directed through
- ПГФ, направляемую по трубопроводу 33 в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500 для дальнейшей подачи по трубопроводу 34 в звено отгрузки ПГФ 603 блока отгрузки товарной продукции 600, где по трубопроводу 35 происходит отгрузка в ж/д цистерны потребителям, образующиеся при этом газы вытеснения по трубопроводу 70 из ж/д цистерн поступают в звено отгрузки ПГФ 603 для дальнейшей подачи по трубопроводу 71 в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500.- PGF, directed through
В качестве газа регенерации и/или газа охлаждения адсорбентов звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208 используют компримированный природный газ, поступающий по трубопроводу 48 из звена компримирования 205. Отработанный газ регенерации направляется по трубопроводу 21 в звено подготовки топливного газа низкого давления 210 для использования в качестве компонента топливного газа и/или по трубопроводу 22 в звено обработки извлекаемых примесей 211 для утилизации, соответственно. Compressed natural gas is used as the regeneration gas and / or the gas for cooling the adsorbents of the NGL cleaning and
Пропановая и бутановая фракции, поступающие в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500 по трубопроводам 26 и 37, далее направляются последовательно по трубопроводам 27 и 38 в звено захолаживания и термостатирования СУГ 504 на переохлаждение и по трубопроводам 28 и 39, соответственно, в звено изотермического хранения СУГ 505, где происходит накопление судовых партий. При отгрузке пропановая и бутановая фракции по трубопроводам 29 и 40, соответственно, направляются в звено отгрузки СУГ 602 блока отгрузки товарной продукции 600 для отгрузки по трубопроводам 30 и 41, соответственно, в суда-газовозы на отправку потребителям. Газы вытеснения и отпарные газы, образующиеся при отгрузке СУГ, по трубопроводу 67 из судов-газовозов поступают в звено отгрузки СУГ 602, откуда по трубопроводу 68 подаются в звено изотермического хранения СУГ 505 блока хранения товарной продукции 500 и далее по трубопроводу 69 поступают в звено захолаживания и термостатирования СУГ 504 для повторной конденсации.Propane and butane fractions entering the LPG and PGF storage unit under
Блок хранения товарной продукции 500 топливным газом снабжают из звена подготовки топливного газа низкого давления 506, куда топливный газ поступает по трубопроводу 36 из звена подготовки топливного газа низкого давления 210. Азот на нужды блока хранения товарной продукции 500 поступает по трубопроводу 64 из звена производства азота 214.The commercial
В приведенных ниже примерах подтверждается эффективность ряда предложенных решений заявляемого комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию.The examples below confirm the effectiveness of a number of proposed solutions of the proposed complex for the processing of main natural gas into commercial products.
Пример 1Example 1
Подача кислой воды в виде водометанольной смеси из рефлюксной емкости десорбера звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 в звено обработки извлекаемых примесей 211 по п. д для термического и/или каталитического окисления метанола позволяет частично или полностью отводить кислую воду в тех случаях, когда происходит накопление метанола в верхней части десорбера, что может привести к вспениванию раствора абсорбента и нарушению нормальных режимов регенерации раствора в десорбере и очистки сырьевого природного газа в абсорбере. Дополнительно данная связь позволяет сохранить эффективность удаления метанола при увеличении его концентрации в сырьевом природном газе или увеличить глубину очистки от метанола при его неизменной концентрации в сырьевом природном газе.The supply of acidic water in the form of a water-methanol mixture from the reflux tank of the desorber of the absorption purification unit from acidic components and
В таблице 1 представлено сравнение степени очистки сырьевого природного газа от метанола при различной доле продувки относительно расхода кислой воды. Согласно представленным данным продувка кислой воды позволяет снизить концентрацию метанола в очищенном природном газе в 3 раза и довести ее до уровня 0,07 ppmV.Table 1 shows a comparison of the degree of purification of raw natural gas from methanol at different proportions of blowdown relative to the consumption of acidic water. According to the presented data, the purging of acidic water makes it possible to reduce the methanol concentration in the purified natural gas by a factor of 3 and bring it to the level of 0.07 ppm V.
Пример 2Example 2
Подача воды после отпарки из неё метанола из звена обработки извлекаемых примесей 211 в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 по п. е позволяет уменьшить расход свежей деминерализованной воды для подпитки водного раствора абсорбента при отводе части кислой воды на утилизацию. The supply of water after stripping methanol from it from the unit for processing the extracted
Сокращение подпитки деминерализованной воды в звене абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 при разной доле продувки кислой воды и отпарки из неё метанола с последующим возвратом в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 представлено в таблице 2. Согласно полученным данным при продувке кислой воды в количестве от 25 до 100 % отпарка метанола из кислой воды позволяет сократить подпитку деминерализованной воды на 94-98 %. Reduction of the make-up of demineralized water in the link of absorption purification from acidic components and
Пример 3Example 3
Подача этановой фракции, соответствующей требованиям по качеству для применения в контуре хладагента, из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 в звено подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 по п. з для приготовления и последующей подпитки контура этанового хладагента и/или контура или контуров смешанного хладагента позволяет исключить дополнительное отдельное звено приема этана со стороны, его подготовки, заключающейся в удалении влаги, которая может попасть в продукт при его транспортировке, фильтрации и подачи в контур хладагента.Supply of an ethane fraction that meets the quality requirements for use in the refrigerant circuit from the rectification extraction of the ethane fraction and
Пример 4Example 4
Подача этановой фракции из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 и/или пропановой фракции из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208 и/или пропановой фракции из звена хранения СУГ ПГФ под давлением 503 в звено сжижения 401 блока производства СПГ 400 по п.п. з и ф предназначена для регулирования калорийности получаемого СПГ. Данное решение позволяет расширить рынки сбыта и соответственно ликвидность СПГ, при этом поддерживая стабильный режим работы звеньев 204 и 208 с максимальной степенью извлечения компонентов C2 и выше и выработкой продуктов с постоянным качеством. Также при сокращении потребления этановой и/или пропановой фракций основными потребителями возможна подача данных компонентов для корректировки состава получаемого СПГ в пределах доступного диапазона, что дополнительно увеличивает функциональную гибкость комплекса.Supply of ethane fraction from the section of rectification extraction of ethane fraction and
В качестве примера рассмотрим работу комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию со степенью извлечения этана из осушенного природного газа в звене ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 96,5 % и получением СПГ в звене сжижения 401 блока производства СПГ 400 с тремя различными решениями по обеспечению калорийности (таблица 3): As an example, let us consider the operation of a complex for processing main natural gas into commercial products with the degree of ethane extraction from dried natural gas in the rectification unit of ethane fraction and
Вариант 1 – без подачи компонентов, повышающих калорийность СПГ;Option 1 - without supply of components that increase the caloric content of LNG;
вариант 2 – с подачей этановой фракции для повышения калорийности СПГ;option 2 - with the supply of an ethane fraction to increase the calorific value of LNG;
вариант 3 – с подачей пропановой фракции для повышения калорийности СПГ.Option 3 - with the supply of propane fraction to increase the calorific value of LNG.
Как видно из таблицы 3, для варианта 1 (без подачи повышающих калорийность СПГ компонентов) высшая теплота сгорания СПГ составляет 37,7 МДж/ст.м3. Для повышения калорийности следующей партии СПГ до 38,6 МДж/ст.м3 возможны оба варианта с подачей этановой или пропановой фракций. Очевидно, что при достаточном ресурсе этановой и пропановой фракций можно составить оптимальную рецептуру компаундирования СПГ по их введению, обеспечивая минимальную себестоимость вырабатываемого СПГ с заданной высшей теплотой сгорания.As can be seen from Table 3, for option 1 (without the supply of components that increase the calorific value of LNG), the higher calorific value of LNG is 37.7 MJ / stm 3 . To increase the calorific value of the next batch of LNG to 38.6 MJ / stm 3 , both options are possible with the supply of ethane or propane fractions. Obviously, with a sufficient resource of ethane and propane fractions, it is possible to formulate an optimal formulation for compounding LNG for their introduction, ensuring the minimum cost of the produced LNG with a given gross calorific value.
Таким образом, заявляемое изобретение, предусматривающее отбор из природного газа ценных компонентов в виде товарной продукции или сырья газохимических производств, повышает эффективность за счет использования материальных потоков отдельных звеньев и снижает техногенную нагрузку на окружающую среду.Thus, the claimed invention, which provides for the selection of valuable components from natural gas in the form of commercial products or raw materials of gas chemical industries, increases efficiency through the use of material flows of individual links and reduces the anthropogenic load on the environment.
Claims (64)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020126176A RU2744415C1 (en) | 2020-08-06 | 2020-08-06 | Complex for processing main natural gas into marketable products |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020126176A RU2744415C1 (en) | 2020-08-06 | 2020-08-06 | Complex for processing main natural gas into marketable products |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2744415C1 true RU2744415C1 (en) | 2021-03-09 |
Family
ID=74857667
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020126176A RU2744415C1 (en) | 2020-08-06 | 2020-08-06 | Complex for processing main natural gas into marketable products |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2744415C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2772595C1 (en) * | 2021-10-07 | 2022-05-23 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Complex for processing main natural gas into marketable products |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH11221420A (en) * | 1998-02-09 | 1999-08-17 | Nippon Sanso Kk | Apparatus and method for producing and supplying nitrogen and/or oxygen and purified air |
RU2570795C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas refining and gas chemical complex |
RU2699160C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-09-03 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Natural gas processing and liquefaction complex |
RU2702441C1 (en) * | 2018-05-10 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газ Хим Технолоджи" | Complex for processing and liquefaction of natural gas (embodiments) |
RU2715838C1 (en) * | 2019-10-01 | 2020-03-03 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Complex for processing natural hydrocarbon gas into commercial output |
-
2020
- 2020-08-06 RU RU2020126176A patent/RU2744415C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH11221420A (en) * | 1998-02-09 | 1999-08-17 | Nippon Sanso Kk | Apparatus and method for producing and supplying nitrogen and/or oxygen and purified air |
RU2570795C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas refining and gas chemical complex |
RU2702441C1 (en) * | 2018-05-10 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газ Хим Технолоджи" | Complex for processing and liquefaction of natural gas (embodiments) |
RU2699160C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-09-03 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Natural gas processing and liquefaction complex |
RU2715838C1 (en) * | 2019-10-01 | 2020-03-03 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Complex for processing natural hydrocarbon gas into commercial output |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2772595C1 (en) * | 2021-10-07 | 2022-05-23 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Complex for processing main natural gas into marketable products |
RU2788764C1 (en) * | 2021-12-01 | 2023-01-24 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Complex for production of commercial products of hydrocarbons with low carbon footprint |
RU2804617C1 (en) * | 2022-10-17 | 2023-10-02 | Мнушкин Игорь Анатольевич | Complex for production of commercial products from hydrocarbons with low carbon footprint |
RU2820467C1 (en) * | 2023-06-22 | 2024-06-04 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of removing undesirable impurities from process streams in production of liquefied natural gas |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10240863B2 (en) | Method and arrangement for producing liquefied methane gas (LMG) from various gas sources | |
RU2570795C1 (en) | Gas refining and gas chemical complex | |
RU2194930C2 (en) | Method for liquefaction of natural gas containing at least one freezable component | |
US20150233634A1 (en) | Systems and methods for producing cng and ngls from raw natural gas, flare gas, stranded gas, and/or associated gas | |
CN102762701B (en) | Apparatus & process for treating natural gas | |
RU2350553C2 (en) | Method and device for natural gas products, containing helium and liquefied natural gas | |
CN101023308B (en) | Scalable capacity liquefied natural gas plant | |
BG64011B1 (en) | Method for the liquefaction of natural gas by cascade cooling | |
RU2272228C1 (en) | Universal gas separation and liquefaction method (variants) and device | |
US6553784B2 (en) | Comprehensive natural gas processor | |
RU2597081C2 (en) | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
CN102940974B (en) | Oil gas condensation and recovery method by using mixed refrigerant cycle | |
EA008240B1 (en) | Integrated processing of natural gas into liquid products | |
RU2629047C1 (en) | Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas | |
CN111183211A (en) | Conversion of natural gas condensate fractionation plant waste heat to both cooling capacity and potable water using kalina cycle and modified multi-effect distillation system | |
CN103497801A (en) | Process of preparing synthetic natural gas by carbon black tail gas | |
RU2615092C9 (en) | Processing method of main natural gas with low calorific value | |
RU2676829C1 (en) | Associated petroleum gas topping plant | |
RU2744415C1 (en) | Complex for processing main natural gas into marketable products | |
CN108431184B (en) | Method for preparing natural gas at gas pressure reduction station to produce Liquid Natural Gas (LNG) | |
CN111447985B (en) | Method for distilling a gas stream comprising oxygen | |
CN216864098U (en) | Vehicle-mounted natural gas liquefaction device | |
CN103712413A (en) | Natural gas liquefaction device | |
RU2576428C1 (en) | Method for complex processing of natural hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
CN103712414A (en) | Natural gas liquefaction device and liquefaction process of natural gas liquefaction device |