RU2753754C1 - Installation for complex gas treatment of variable flow rate - Google Patents

Installation for complex gas treatment of variable flow rate Download PDF

Info

Publication number
RU2753754C1
RU2753754C1 RU2020134692A RU2020134692A RU2753754C1 RU 2753754 C1 RU2753754 C1 RU 2753754C1 RU 2020134692 A RU2020134692 A RU 2020134692A RU 2020134692 A RU2020134692 A RU 2020134692A RU 2753754 C1 RU2753754 C1 RU 2753754C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
line
gas
demethanizer
natural gas
heat exchanger
Prior art date
Application number
RU2020134692A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Сергей Васильевич Акулов
Андрей Владиславович Курочкин
Алена Геннадиевна Чиркова
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг"
Priority to RU2020134692A priority Critical patent/RU2753754C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2753754C1 publication Critical patent/RU2753754C1/en

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
    • 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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to equipment for field preparation of natural gas and can be used in the gas industry. The invention relates to a complex gas treatment plant of variable flow rate, including a cooling unit located on the raw natural gas line and a separator connected to the demethanizer by a separation gas supply line with a reducing device, while the bottom of the demethanizer is connected by a demethanized condensate supply line to a fractionation unit equipped with hydrocarbon fraction output lines and equipped with a heater, and the top of the demethanizer is connected by a prepared natural gas line to a cooling unit. As a separator, there is an input separator connected to the fractionation unit by a separation residue supply line, as a cooling unit, a recuperative heat exchanger, and as a reducing device, an expander is installed, while the separation gas supply line after the input separator is divided into two lines, the first line is equipped with a demethanizer bottom heater and after the recuperative heat exchanger is connected to the second line, on which the recuperative heat exchanger is located. The fractionation unit is equipped with a cooling machine connected to the expander and is connected by a methane-containing gas supply line to the prepared natural gas line before or after the recuperative heat exchanger. The line of prepared natural gas after the demethanizer is adjacent to the line of selection of a part of the prepared natural gas as process gas, on which there is a booster compressor connected to the expander.
EFFECT: increased yield of heavy gas components and ensuring uniform loading of the plant with raw materials.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к оборудованию для промысловой подготовки природного газа и может быть использовано в газовой промышленности.The invention relates to equipment for the field preparation of natural gas and can be used in the gas industry.

Известна установка комплексной подготовки газа [RU 2624710, опубл. 05.07.2017 г., МПК F25J 3/00, С07С 7/00, C10G 5/06], включающая входной сепаратор, первый и второй рекуперационные теплообменники, дефлегматор, соединенный линией газа подачи дефлегмации, оснащенной редуцирующим устройством, с низкотемпературным сепаратором, оборудованным линией вывода газа в теплообменную секцию дефлегматора, а также редуцирующие устройства и блок стабилизации конденсата (блок фракционирования).Known installation for complex gas treatment [RU 2624710, publ. 07/05/2017, IPC F25J 3/00, C07C 7/00, C10G 5/06], including an inlet separator, the first and second recuperative heat exchangers, a reflux condenser connected by a reflux gas supply line equipped with a reducing device, with a low-temperature separator equipped with gas outlet line to the heat exchange section of the reflux condenser, as well as reducing devices and a condensate stabilization unit (fractionation unit).

Недостатком данной установки является низкий выход углеводородов С3+ из-за потерь с факельными газами.The disadvantage of this unit is the low yield of C 3+ hydrocarbons due to losses with flare gases.

Наиболее близка к предлагаемому изобретению установка низкотемпературного разделения углеводородного газа [RU 2382301, опубл. 20.02.2010 г., МПК F25J 3/00], которая (фиг. 1) включает расположенный на линии подачи углеводородного (сырого) газа узел охлаждения, содержащий теплообменники, а также сепаратор, соединенный с фракционирующей колонной (деметанизатором) линиями подачи газа и остатка с редуцирующими устройствами (редуцирующим вентилем и детандерной секцией детандер-компрессорного агрегата, соответственно), при этом низ деметанизатора соединен с деэтанизатором (блоком фракционирования) линией подачи деметанизированного конденсата с насосом, и оснащен нагревателем, расположенным на линии подачи газа деотанизации, соединяющей блок фракционирования с верхом деметанизатора, на которой затем расположены нагреватель отбензиненного (подготовленного) газа и редуцирующий вентиль, при этом верх деметанизатора оснащен линией вывода отбензиненного газа с нагревателем, узлом охлаждения и компрессорной секцией детандер-компрессорного агрегата.Closest to the proposed invention is the installation of low-temperature separation of hydrocarbon gas [RU 2382301, publ. 02/20/2010, IPC F25J 3/00], which (Fig. 1) includes a cooling unit located on the hydrocarbon (raw) gas supply line containing heat exchangers, as well as a separator connected to the fractionation column (demethanizer) by gas supply lines and residue with reducing devices (a reducing valve and an expander section of the expander-compressor unit, respectively), while the bottom of the demethanizer is connected to the deethanizer (fractionation unit) by a demethanized condensate feed line with a pump, and is equipped with a heater located on the deothanization gas supply line connecting the fractionation unit with the top of the demethanizer, on which a stripped (treated) gas heater and a reducing valve are then located, while the top of the demethanizer is equipped with a stripped gas outlet line with a heater, a cooling unit and a compressor section of the expander-compressor unit.

Недостатками данной установки являются низкий выход тяжелых компонентов газа (например, пропан-бутановой фракции и газового конденсата стабильного), ограниченный их содержанием в сырье, например, сыром природном газе. Кроме того, проблемой является обеспечение устойчивой работы установки при сезонном колебании потребления подготовленного природного газа, что приводит к резким колебаниям загрузки оборудования и его неоптимальной работе.The disadvantages of this plant are the low yield of heavy gas components (for example, propane-butane fraction and stable gas condensate), limited by their content in raw materials, for example, raw natural gas. In addition, the problem is to ensure the stable operation of the installation with seasonal fluctuations in the consumption of prepared natural gas, which leads to sharp fluctuations in the load of equipment and its suboptimal operation.

Задачами предлагаемого изобретения являются увеличение выхода тяжелых компонентов газа и обеспечение равномерной загрузки установки сырьем.The objectives of the present invention are to increase the yield of heavy gas components and to ensure uniform loading of the plant with raw materials.

Техническим результатом является повышение выхода тяжелых компонентов газа за счет вовлечения в подготовку дополнительного объема природного газа, который после извлечения дополнительного количества тяжелых компонентов закачивается в подземное хранилище газа (ПХГ) за счет энергии, получаемой при комплексной подготовке основного количества природного газа во время сезонного уменьшения потребления подготовленного природного газа. Во время сезонного повышения потребления необходимое дополнительное количество газа отбирается из ПХГ, обеспечивая равномерность загрузки установки сырьем.The technical result is an increase in the yield of heavy gas components due to the involvement in the preparation of an additional volume of natural gas, which, after extracting an additional amount of heavy components, is injected into an underground gas storage (UGS) due to the energy obtained during the complex preparation of the main amount of natural gas during the seasonal decrease in consumption prepared natural gas. During the seasonal increase in consumption, the required additional amount of gas is taken from the UGS facility, ensuring uniform loading of the unit with raw materials.

Указанный технический результат достигается тем, что в предлагаемой установке, включающей расположенные на линии сырого природного газа узел охлаждения и сепаратор, соединенный с деметанизатором линией подачи газа сепарации с редуцирующим устройством, при этом низ деметанизатора соединен линией подачи деметанизированного конденсата с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода углеводородных фракций, и оснащен нагревателем, а верх деметанизатора соединен линией подготовленного природного газа с узлом охлаждения, особенность заключается в том, что в качестве сепаратора расположен входной сепаратор, соединенный с блоком фракционирования линией подачи остатка сепарации, в качестве узла охлаждения рекуперативный теплообменник, а в качестве редуцирующего устройства установлен детандер, при этом нагреватель низа деметанизатора расположен на байпасе рекуперативного теплообменника, а блок фракционирования оборудован холодильной машиной, соединенной с детандером, и соединен линией подачи метансодержащего газа с линией подготовленного природного газа до или после рекуперативного теплообменника, кроме того, к линии подготовленного природного газа после деметанизатора примыкает линия технологического газа, на которой расположен дожимиой компрессор, соединенный с детандером.The specified technical result is achieved by the fact that in the proposed installation, which includes a cooling unit and a separator located on the raw natural gas line and a separator connected to the demethanizer by a separation gas supply line with a reducing device, while the bottom of the demethanizer is connected by a demethanized condensate supply line to a fractionation unit equipped with output lines hydrocarbon fractions, and is equipped with a heater, and the top of the demethanizer is connected by a prepared natural gas line with a cooling unit, the peculiarity is that an inlet separator is located as a separator, connected to the fractionation unit by a separation supply line, a recuperative heat exchanger as a cooling unit, and an expander is installed as a reducing device, while the bottom heater of the demethanizer is located on the bypass of the recuperative heat exchanger, and the fractionation unit is equipped with a refrigeration machine connected to the expander and connected by a feed line methane-containing gas with a prepared natural gas line before or after the recuperative heat exchanger, in addition, a process gas line is adjacent to the prepared natural gas line after the demethanizer, on which a booster compressor is located, connected to the expander.

Холодильная машина выполнена компрессионной. Компрессоры соединены с детандером посредством кинематических и/или электрических и/или магнитных и/или гидравлических устройств. Блок фракционирования может быть выполнен, например, в виде сепараторов и/или ректификационных колонн в количестве и с характеристиками, обусловленными заданным ассортиментом жидких продуктов. В качестве остальных элементов установки могут быть установлены любые устройства соответствующего назначения, известные из уровня техники. Линия технологического газа соединена с ПХГ, а линия подготовленного природного газа - с газопроводом или потребителем(ями).The chiller is made of compression type. The compressors are connected to the expander by means of kinematic and / or electrical and / or magnetic and / or hydraulic devices. The fractionation unit can be made, for example, in the form of separators and / or rectification columns in the amount and with the characteristics due to a given range of liquid products. As the rest of the installation elements, any suitable device known from the prior art can be installed. The process gas line is connected to the UGS facility, and the prepared natural gas line is connected to the gas pipeline or consumer (s).

При необходимости увеличения выхода тяжелых компонентов: на линии подготовленного природного газа после деметанизатора может быть установлено редуцирующее устройство; на линии подачи газа сепарации до и/или после детандера могут быть установлены сепараторы, соединенные с деметанизатором линиями подачи остатков сепарации с редуцирующим устройством и без него, соответственно; рекуперативный теплообменник может быть выполнен многопоточным и соединенным с холодильной машиной, которая также может быть соединена с детандером(ами) одним из указанных выше способов. Редуцирующие устройства могут быть выполнены в виде дроссельного вентиля, газодинамического устройства или детандера. Кроме холодильной машины блок фракционирования может быть оснащен другими охлаждающими устройствами, приводимыми в действие за счет энергии детандера. Недостаток энергии для привода компрессоров может быть восполнен подачей энергии (например, электрической) со стороны.If it is necessary to increase the yield of heavy components: a reducing device can be installed on the prepared natural gas line after the demethanizer; separators can be installed on the separation gas supply line before and / or after the expander, connected to the demethanizer by the separation residues supply lines with and without a reducing device, respectively; The recuperative heat exchanger can be multi-threaded and connected to a refrigeration machine, which can also be connected to the expander (s) in one of the above ways. Reducing devices can be made in the form of a throttle valve, a gas-dynamic device or an expander. In addition to the refrigeration machine, the fractionation unit can be equipped with other cooling devices powered by the energy of the expander. The lack of energy to drive the compressors can be compensated for by supplying energy (eg electrical) from the outside.

Расположение на линии подачи газа подготовленного природного газа после детандера примыкания линии технологического газа, который после компримирования за счет энергии, отбираемой с помощью детандера, направляется в ПХГ, позволяет подать во входной сепаратор дополнительное количество сырого природного газа, за счет чего увеличить отбор остатка сепарации и, соответственно, газового конденсата. Расположение на байпасе рекуперативного теплообменника нагревателя низа деметанизатора позволяет приблизить температуру низа деметанизатора к температуре сырого природного газа, за счет чего повысить температуру деметанизированного конденсата, снизить содержание метана в нем и уменьшить энергозатраты на фракционирование в блоке фракционирования.The location on the gas supply line of the prepared natural gas after the expander is adjacent to the process gas line, which, after being compressed by the energy taken by the expander, is sent to the UGSF, allows supplying an additional amount of raw natural gas to the inlet separator, thereby increasing the extraction of the separation residue and , respectively, gas condensate. The location of the bottom of the demethanizer on the bypass of the recuperative heat exchanger of the heater makes it possible to bring the temperature of the bottom of the demethanizer closer to the temperature of the raw natural gas, thereby increasing the temperature of the demethanized condensate, reducing the methane content in it and reducing energy consumption for fractionation in the fractionation unit.

Установка показана на прилагаемом чертеже и включает входной сепаратор 1, рекуперативный теплообменник 2, детандер 3, деметанизатор 4, компрессор 5 и блок фракционирования 6 с компрессионной холодильной машиной 7. Установка может быть дополнена сепараторами 8 и 9, редуцирующими устройствами 10 и 11, холодильной машиной 12 (показано пунктиром).The installation is shown in the attached drawing and includes an inlet separator 1, a recuperative heat exchanger 2, an expander 3, a demethanizer 4, a compressor 5 and a fractionation unit 6 with a compression refrigeration machine 7. The installation can be supplemented with separators 8 and 9, reducing devices 10 and 11, a refrigeration machine 12 (shown in dotted lines).

При работе установки сырой природный газ, поступающий по линии 13 в сезон пониженного потребления подготовленного природного газа потребителями, разделяют в сепараторе 1 на остаток, который по линии 14 направляют в блок 6, и газ, который разделяют на два потока, первый по линии 15 подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора 4, смешивают со вторым потоком, охлажденным в теплообменнике 2, редуцируют в детандере 3 и подают в деметанизатор 4. С низа деметанизатора 4 по линии 16 деметанизированный конденсат подают в блок 6, из которого по линиям 17 выводят углеводородные фракции в заданном ассортименте. Холодильная машина 7 блока 6 соединена с детандером 3 (показано штрих-пунктиром).During the operation of the plant, raw natural gas supplied through line 13 during the season of reduced consumption of prepared natural gas by consumers is divided in separator 1 into a residue, which is directed to block 6 through line 14, and gas, which is divided into two streams, the first is supplied through line 15 for cooling into the heater of the demethanizer 4, mixed with the second stream cooled in the heat exchanger 2, reduced in the expander 3 and fed to the demethanizer 4. From the bottom of the demethanizer 4 through line 16, the demethanized condensate is fed to block 6, from which the hydrocarbon fractions are removed through lines 17 into a given assortment. Chiller 7 of block 6 is connected to expander 3 (shown by dash-dotted line).

Подготовленный природный газ выводят с верха деметанизатора 4 по линии 18 и разделяют на два потока, первый поток смешивают с метансодержащим газом, выводимым из блока 6 по линии 19, нагревают с теплообменнике 2 и направляют в газопровод или потребителям по линии 20. Второй поток технологического газа (избыточного подготовленного природного газа) отбирают по линии 21 сжимают компрессором 5, соединенным с детандером 3 и направляют в ПХГ (условно не показано). При сезонном увеличении потребления подготовленного природного газа потребителями его недостаток восполняется из ПХГ, что обеспечивает равномерную загрузку оборудования установки.Prepared natural gas is removed from the top of the demethanizer 4 through line 18 and divided into two streams, the first stream is mixed with methane-containing gas removed from unit 6 through line 19, heated from heat exchanger 2 and sent to the gas pipeline or consumers through line 20. Second process gas stream (excess prepared natural gas) is taken through line 21, compressed by compressor 5 connected to expander 3 and sent to the UGS facility (conventionally not shown). With a seasonal increase in the consumption of prepared natural gas by consumers, its deficiency is replenished from the UGS facility, which ensures a uniform load of the plant equipment.

При необходимости (показано пунктиром): часть газа сепарации, подаваемую в деметанизатор 4, разделяют в сепараторах 8 и/или 9, остатки сепарации из которых по линиям 22 и 23 подают в деметанизатор 5 после редуцирования в устройстве 10 и без редуцирования, соответственно; подготовленный природный газ после деметанизатора 4 редуцируют в устройстве 11; в теплообменник 2, выполненный многопоточным, подают дополнительное количество холода с помощью холодильной машины 12. При этом, по меньшей мере часть газа после сепаратора 9 может быть направлена непосредственно в линию 18, минуя деметанизатор 4. Кроме того, в случае выполнения по меньшей мере одного из редуцирующих устройств 10 и 11 в виде детандера, последний(ие) могут быть также соединен(ы) (показано штрих-пунктиром) с компрессорами холодильных машин 7 и 12. Недостаток энергии может быть восполнен по линии 22. Линии подачи ингибитора гидратообразования и вывода отработанного ингибитора образования условно не показаны.If necessary (shown by the dotted line): a part of the separation gas supplied to the demethanizer 4 is separated in separators 8 and / or 9, the separation residues of which are fed through lines 22 and 23 to the demethanizer 5 after reduction in the device 10 and without reduction, respectively; the prepared natural gas after the demethanizer 4 is reduced in the device 11; an additional amount of cold is supplied to the heat exchanger 2, made multi-stream, by means of the refrigerating machine 12. In this case, at least part of the gas after the separator 9 can be directed directly into the line 18, bypassing the demethanizer 4. In addition, in the case of at least one from the reducing devices 10 and 11 in the form of an expander, the latter (s) can also be connected (s) (shown by dash-dotted line) to the compressors of refrigerating machines 7 and 12. The lack of energy can be compensated for through line 22. Hydrate inhibitor supply and output lines the spent inhibitor of formation is conventionally not shown.

Работоспособность установки подтверждается следующим примером: сырой природный газ, содержащий 50,8 г/нм3 углеводородом C5+, в объеме 245,8 тыс.нм3/ч при 9,0 МПа и 0°С разделяют во входном сепараторе на 10,9 т/час остатка сепарации и 241,7 тыс, нм3/ч газа, который разделяют на два потока. 69,7 тыс.нм3/ч первого потока подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора, смешивают со вторым потоком, охлажденным в рекуперативном теплообменнике, редуцируют в детандере до 4,53 МПа и при 68,9°С подают в деметанизатор, С низа деметанизатора 25,3 т/час деметанизированного конденсата подают в блок фракционирования, из которого выводят 11,1 тыс.нм3/ч метансодержащего газа, 12,9 т/час пропан-бутановой фракции и 12,7 т/час стабильного газового конденсата. При этом холодильная машина блока фракционирования тепловой мощностью 844 кВт, соединенная с детандером, охлаждает верх деэтанизатора. 226,0 тыс.нм3/ч подготовленного природного газа выводят с верха деметанизатора и разделяют на два потока, 191,5 тыс.нм3/ч первого потока нагревают в рекуперативном теплообменнике до -16,2°С, смешивают с метансодержащим газом и в количестве 202,6 тыс.нм3/ч направляют газопровод или потребителям. 34,5 тыс.нм3/ч второго потока (технологический газ) сжимают компрессором, соединенным с детандером до 12 МПа и направляют в ПХГ.The operability of the installation is confirmed by the following example: raw natural gas containing 50.8 g / Nm 3 with C 5+ hydrocarbon in a volume of 245.8 thousand Nm 3 / h at 9.0 MPa and 0 ° C is divided into 10 in the inlet separator, 9 t / h of separation residue and 241.7 thousand nm 3 / h of gas, which is divided into two streams. 69.7 thousand nm 3 / h of the first stream is fed to the demethanizer heater for cooling, mixed with the second stream cooled in a recuperative heat exchanger, reduced in the expander to 4.53 MPa and at 68.9 ° C is fed to the demethanizer, From the bottom of the demethanizer 25.3 t / h of demethanized condensate is fed to the fractionation unit, from which 11.1 thousand nm 3 / h of methane-containing gas, 12.9 t / h of propane-butane fraction and 12.7 t / h of stable gas condensate are removed. In this case, the refrigeration machine of the fractionation unit with a thermal power of 844 kW, connected to the expander, cools the top of the deethanizer. 226.0 thousand nm 3 / h of prepared natural gas is removed from the top of the demethanizer and divided into two streams, 191.5 thousand nm 3 / h of the first stream is heated in a recuperative heat exchanger to -16.2 ° C, mixed with methane-containing gas and in the amount of 202.6 thousand nm 3 / h, the gas pipeline is sent or to consumers. 34.5 thousand nm 3 / h of the second stream (process gas) is compressed by a compressor connected to an expander to 12 MPa and sent to the UGS facility.

При подготовке природного газа в условиях примера на подготовку подают 208,3 тыс.нм3/ч сырого газа и получают 200,5 тыс.нм3/ч подготовленного природного газа, 11,5 т/час пропан-бутановой фракции и 10,3 т/час стабильного газового конденсата.When preparing natural gas under the conditions of the example, 208.3 thousand nm 3 / h of raw gas is fed for preparation and 200.5 thousand nm 3 / h of prepared natural gas, 11.5 t / h of propane-butane fraction and 10.3 t / hour of stable gas condensate.

Таким образом, предлагаемая установка позволяет увеличить выход тяжелых компонентов газа обеспечить равномерную загрузку установки сырьем и может найти применение в газовой промышленности.Thus, the proposed installation allows to increase the yield of heavy gas components to ensure uniform loading of the installation with raw materials and can be used in the gas industry.

Claims (1)

Установка комплексной подготовки газа переменного расхода, включающая расположенные на линии сырого природного газа узел охлаждения и сепаратор, соединенный с деметанизатором линией подачи газа сепарации с редуцирующим устройством, при этом низ деметанизатора соединен линией подачи деметанизированного конденсата с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода углеводородных фракций, и оснащен нагревателем, а верх деметанизатора соединен линией подготовленного природного газа с узлом охлаждения, отличающаяся тем, что в качестве сепаратора расположен входной сепаратор, соединенный с блоком фракционирования линией подачи остатка сепарации, в качестве узла охлаждения - рекуперативный теплообменник, а в качестве редуцирующего устройства установлен детандер, при этом линия подачи газа сепарации после входного сепаратора разделена на две линии, первая линия оборудована нагревателем низа деметанизатора и после рекуперативного теплообменника соединена со второй линией, на которой расположен рекуперативный теплообменник, а блок фракционирования оборудован холодильной машиной, соединенной с детандером, и соединен линией подачи метансодержащего газа с линией подготовленного природного газа до или после рекуперативного теплообменника, кроме того, к линии подготовленного природного газа после деметанизатора примыкает линия отбора части подготовленного природного газа в качестве технологического газа, на которой расположен дожимной компрессор, соединенный с детандером.A complex gas treatment unit with variable flow rate, including a cooling unit and a separator located on the raw natural gas line and a separator connected to the demethanizer by a separation gas supply line with a reducing device, while the bottom of the demethanizer is connected by a demethanized condensate supply line to a fractionation unit equipped with lines for the output of hydrocarbon fractions, and equipped with a heater, and the top of the demethanizer is connected by a line of prepared natural gas to a cooling unit, characterized in that an inlet separator is located as a separator, connected to the fractionation unit by a separation residual feed line, a recuperative heat exchanger as a cooling unit, and an expander is installed as a reducing device , while the separation gas supply line after the inlet separator is divided into two lines, the first line is equipped with a demethanizer bottom heater and after the recuperative heat exchanger is connected to the second line, on which There is a recuperative heat exchanger, and the fractionation unit is equipped with a refrigeration machine connected to an expander and is connected by a methane-containing gas supply line to a prepared natural gas line before or after a recuperative heat exchanger, in addition, to as a process gas, on which a booster compressor is located, connected to an expander.
RU2020134692A 2020-10-21 2020-10-21 Installation for complex gas treatment of variable flow rate RU2753754C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020134692A RU2753754C1 (en) 2020-10-21 2020-10-21 Installation for complex gas treatment of variable flow rate

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020134692A RU2753754C1 (en) 2020-10-21 2020-10-21 Installation for complex gas treatment of variable flow rate

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2753754C1 true RU2753754C1 (en) 2021-08-23

Family

ID=77460333

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020134692A RU2753754C1 (en) 2020-10-21 2020-10-21 Installation for complex gas treatment of variable flow rate

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2753754C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11994135B2 (en) 2021-06-14 2024-05-28 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for compressing a gas feed with a variable flow rate

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5953935A (en) * 1997-11-04 1999-09-21 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Ethane recovery process
RU2382301C1 (en) * 2008-10-20 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas
RU2624710C1 (en) * 2016-10-11 2017-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Gas treatment plant
WO2020047056A1 (en) * 2018-08-31 2020-03-05 Uop Llc Gas subcooled process conversion to recycle split vapor
RU2717668C1 (en) * 2019-12-24 2020-03-24 Андрей Владимирович Курочкин Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment and production of lng
RU2721347C1 (en) * 2019-12-17 2020-05-19 Андрей Владиславович Курочкин Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel
RU2734237C1 (en) * 2020-01-27 2020-10-13 Андрей Владиславович Курочкин Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5953935A (en) * 1997-11-04 1999-09-21 Mcdermott Engineers & Constructors (Canada) Ltd. Ethane recovery process
RU2382301C1 (en) * 2008-10-20 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas
RU2624710C1 (en) * 2016-10-11 2017-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Gas treatment plant
WO2020047056A1 (en) * 2018-08-31 2020-03-05 Uop Llc Gas subcooled process conversion to recycle split vapor
RU2721347C1 (en) * 2019-12-17 2020-05-19 Андрей Владиславович Курочкин Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel
RU2717668C1 (en) * 2019-12-24 2020-03-24 Андрей Владимирович Курочкин Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment and production of lng
RU2734237C1 (en) * 2020-01-27 2020-10-13 Андрей Владиславович Курочкин Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11994135B2 (en) 2021-06-14 2024-05-28 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for compressing a gas feed with a variable flow rate

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105531552B (en) Hydrocarbon gas processing
JP4452239B2 (en) Hydrocarbon separation method and separation apparatus
US4356014A (en) Cryogenic recovery of liquids from refinery off-gases
CA1097564A (en) Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases
US4272270A (en) Cryogenic recovery of liquid hydrocarbons from hydrogen-rich
RU2382301C1 (en) Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas
RU2721347C1 (en) Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel
RU2717668C1 (en) Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment and production of lng
RU2734237C1 (en) Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation
WO2018038893A1 (en) Hydrocarbon gas processing
RU2732998C1 (en) Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment with production of liquefied natural gas
RU2738815C2 (en) Processing of hydrocarbon gas
AU2014265950B2 (en) Methods for separating hydrocarbon gases
RU2753754C1 (en) Installation for complex gas treatment of variable flow rate
RU2688533C1 (en) Ltdr plant for integrated gas preparation and production of lng and its operation method
RU2753751C1 (en) Complex gas treatment plant with increased extraction of gas condensate
RU2750719C2 (en) Hydrocarbon gas processing
RU2753755C1 (en) Integrated gas treatment plant with increased gas condensate extraction
RU2736682C1 (en) Natural gas preparation unit with helium extraction
RU2743127C1 (en) Plant for integrated gas preparation and production of liquefied natural gas by low-temperature fractionation
RU2753753C1 (en) Installation of complex natural gas treatment by low-temperature condensation
RU2758362C1 (en) Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas
RU2757211C1 (en) Integrated gas treatment plant with lng production and increased extraction of gas condensate (options)
CA2887736C (en) Methods for separating hydrocarbon gases
RU2770377C2 (en) Installation for integrated treatment of natural gas by low-temperature condensation