RU2758362C1 - Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas - Google Patents

Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas Download PDF

Info

Publication number
RU2758362C1
RU2758362C1 RU2021106303A RU2021106303A RU2758362C1 RU 2758362 C1 RU2758362 C1 RU 2758362C1 RU 2021106303 A RU2021106303 A RU 2021106303A RU 2021106303 A RU2021106303 A RU 2021106303A RU 2758362 C1 RU2758362 C1 RU 2758362C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
heat exchanger
lng
unit
outlet line
Prior art date
Application number
RU2021106303A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Андрей Владиславович Курочкин
Original Assignee
Андрей Владиславович Курочкин
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 Андрей Владиславович Курочкин filed Critical Андрей Владиславович Курочкин
Priority to RU2021106303A priority Critical patent/RU2758362C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2758362C1 publication Critical patent/RU2758362C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/34—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping with one or more auxiliary substances
    • B01D3/40—Extractive distillation
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures

Abstract

FIELD: gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to equipment for field processing of natural gas with simultaneous production of liquefied natural gas and can be used in the gas industry. An installation is proposed that includes separators 1-4, heat exchangers 5 and 6, a refrigerator 7, expanders 8 and 9 connected to compressors 10 and 11, respectively, a demethanizer 12 with a heater, reducing devices 13 and 14, as well as fractionation 15 and gas drying and purification 16 blocks. During the operation of the installation, raw natural gas is divided into condensate supplied to block 15 and gas, which is divided into three streams. The first stream is cooled in the heater of the demethanizer 12, mixed with the second stream cooled in the heat exchanger 5, divided into condensate and gas, which is reduced and divided into condensate and prepared natural gas, the condensates are reduced and fed to the demethanizer 12. The third stream is cooled in a heat exchanger 5, compressed by a compressor 10 and sent to the absorbing layer. Methane-containing gas is removed from the top of the demethanizer 12, and demethanized condensate is supplied from the bottom to the block 15, from which waste gas and products in a given assortment are removed. A part is taken from the processed natural gas as a refrigerant, heated in the heat exchanger 5, then another part is taken as production gas, mixed with waste and methane-containing gases and removed. The production gas is compressed, purified from carbon dioxide and dried in block 16, cooled in heat exchanger 6, reduced in expander 9 connected to compressor 11, and separated in separator 4 into LNG and fuel gas removed from the installation after heating in heat exchanger 6.
EFFECT: increase in the output of gas condensate.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к оборудованию для промысловой подготовки природного газа с одновременным получением сжиженного природного газа (СПГ) и может быть использовано в газовой промышленности.The invention relates to equipment for field preparation of natural gas with simultaneous production of liquefied natural gas (LNG) 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).

Недостатками данной установки являются низкий выход углеводородов Сз+из-за потерь с факельными газами и невозможность получения СПГ.The disadvantages of this unit are the low yield of Cs + hydrocarbons due to losses with flare gases and the inability to obtain LNG.

Наиболее близка к предлагаемому изобретению установка низкотемпературного фракционирования для комплексной подготовки газа с выработкой сжиженного природного газа [RU 2732998, опубл. 28.09.2020 г., МПК B01D 3/40, C10G 5/06, F25J 3/00] с линиями сырого и подготовленного природного газа, включающая входной сепаратор с линией вывода углеводородного конденсата и линией вывода газа сепарации, на которой установлены рекуперативный теплообменник, промежуточный сепаратор, редуцирующее устройство и фракционирующий аппарат (деметанизатор) с верхней тепломассообменной секцией и нагревателем в нижней части, при этом верх деметанизатора соединен с блоком получения СПГ линией вывода отбензиненного газа, оборудованной теплообменником и редуцирующим устройством и сепаратором, оснащенным линией вывода СПГ и линией вывода подготовленного газа с теплообменником, верхней тепломассообменной секцией и рекуперативным теплообменником, кроме того, нагреватель соединен с линией вывода газа сепарации до и после рекуперативного теплообменника, нижняя часть деметанизатора соединена со входным и промежуточным сепараторами линиями подачи углеводородных конденсатов с редуцирующими устройствами, а также соединена линией подачи деметанизированного конденсата с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода продуктов.Closest to the proposed invention is a low-temperature fractionation unit for complex gas preparation with the production of liquefied natural gas [RU 2732998, publ. 09/28/2020, MPK B01D 3/40, C10G 5/06, F25J 3/00] with raw and treated natural gas lines, including an inlet separator with a hydrocarbon condensate outlet line and a separation gas outlet line, on which a recuperative heat exchanger is installed, an intermediate separator, a reducing device and a fractionating device (demethanizer) with an upper heat and mass transfer section and a heater in the lower part, while the top of the demethanizer is connected to the LNG production unit by a stripped gas outlet line equipped with a heat exchanger and a reducing device and a separator equipped with an LNG outlet line and an outlet line prepared gas with a heat exchanger, an upper heat and mass transfer section and a recuperative heat exchanger, in addition, the heater is connected to the separation gas outlet line before and after the recuperative heat exchanger, the lower part of the demethanizer is connected to the inlet and intermediate separators by hydrocarbon condensate feed lines with reducing devices, and also connected by a demethanized condensate feed line to a fractionation unit equipped with product outlet lines.

Рекуперативный теплообменник может быть оборудован холодильной машиной, компрессор которой соединен с по меньшей мере одним из редуцирующих устройств, выполненным в виде детандера.The recuperative heat exchanger can be equipped with a refrigeration machine, the compressor of which is connected to at least one of the reducing devices made in the form of an expander.

Недостатком данной установки является низкий выход газового конденсата, ограниченный его содержанием в подготавливаемом объеме сырого природного газа.The disadvantage of this installation is the low yield of gas condensate, limited by its content in the prepared volume of raw natural gas.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение выхода газового конденсата.The objective of the present invention is to increase the yield of gas condensate.

Техническим результатом является повышение выхода газового конденсата за счет вовлечения в подготовку дополнительного объема природного газа, которое, после извлечения дополнительного количества газового конденсата, закачивается в поглощающий пласт за счет энергии, получаемой при редуцировании основного количества природного газа в ходе его комплексной подготовке.The technical result is an increase in the yield of gas condensate due to the involvement in the preparation of an additional volume of natural gas, which, after extracting an additional amount of gas condensate, is injected into the absorbing formation due to the energy obtained by reducing the main amount of natural gas during its complex preparation.

Указанный технический результат достигается тем, что в предлагаемой установке с линиями сырого и подготовленного природного газа, включающей входной сепаратор с линией вывода углеводородного конденсата и линией вывода газа сепарации, на которой установлены рекуперативный теплообменник, промежуточный сепаратор и редуцирующее устройство, содержащей также деметанизатор с линией вывода газа в верхней части и нагревателем в нижней части, при этом нагреватель соединен с линией вывода газа сепарации до и после рекуперативного теплообменника, деметанизатор соединен с промежуточным сепаратором линией подачи углеводородного конденсата с редуцирующим устройством, а линией подачи деметанизированного конденсата - с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода продуктов, кроме того, в состав установки входит блок СПГ с теплообменником, редуцирующим устройством и сепаратором, оснащенным линией вывода СПГ и линией вывода газа, особенность заключается в том, что входной сепаратор соединен линией вывода углеводородного конденсата с блоком фракционирования, линия вывода газа сепарации после редуцирующего устройства, выполненного в виде детандера, оборудована дополнительным сепаратором, соединенным с деметанизатором линией подачи углеводородного конденсата с редуцирующим устройством и оснащенным линией вывода подготовленного природного газа с рекуперативным теплообменником и примыканиями линий вывода отходящего газа из блока фракционирования и метансодержащего газа из деметанизатора, а к линии вывода газа сепарации перед рекуперативным теплообменником примыкает линия вывода технологического газа, на которой установлены рекуперативный теплообменник и компрессор, соединенный с детандером, при этом к линии вывода подготовленного природного газа перед рекуперативным теплообменником примыкает линия подачи его части в качестве хладоагента в блок СПГ с рекуперативным теплообменником блока СПГ, соединенная с линией вывода метансодержащего газа из деметанизатора, а к линии вывода подготовленного природного газа после рекуперативного теплообменника примыкает линия продукционного газа, на которой последовательно расположены компрессор блока СПГ, соединенный с детандером блока СПГ, холодильник, блок осушки и очистки газа, рекуперативный теплообменник блока СПГ, детандер блока СПГ и сепаратор СПГ, оснащенный линией вывода СПГ и линией вывода топливного газа с рекуперативным теплообменником блока СПГ.The specified technical result is achieved by the fact that in the proposed installation with raw and prepared natural gas lines, including an inlet separator with a hydrocarbon condensate outlet line and a separation gas outlet line, on which a recuperative heat exchanger, an intermediate separator and a reducing device are installed, also containing a demethanizer with an outlet line gas in the upper part and a heater in the lower part, while the heater is connected to the separation gas outlet line before and after the recuperative heat exchanger, the demethanizer is connected to the intermediate separator by the hydrocarbon condensate supply line with a reducing device, and the demethanized condensate supply line to the fractionation unit equipped with lines product outlet, in addition, the unit includes an LNG block with a heat exchanger, a reducing device and a separator equipped with an LNG outlet line and a gas outlet line, the peculiarity is that the inlet separator is connected by a line a hydrocarbon condensate outlet with a fractionation unit, a separation gas outlet line after a reducing device made in the form of an expander is equipped with an additional separator connected to the demethanizer by a hydrocarbon condensate supply line with a reducing device and equipped with a prepared natural gas outlet line with a recuperative heat exchanger and abutments of the exhaust gas outlet lines from the fractionation unit and methane-containing gas from the demethanizer, and to the separation gas outlet line in front of the recuperative heat exchanger adjoins a process gas outlet line, on which a recuperative heat exchanger and a compressor are installed, connected to an expander, while a supply line adjoins the prepared natural gas outlet line in front of the recuperative heat exchanger its part as a refrigerant into the LNG unit with a recuperative heat exchanger of the LNG unit, connected to the methane-containing gas outlet line from the demethanizer, and to the outlet line to prepare After the recuperative heat exchanger, the product gas line adjoins the product gas line, on which the compressor of the LNG unit connected to the expander of the LNG unit, a refrigerator, a gas dehydration and purification unit, a recuperative heat exchanger of the LNG unit, an expander of the LNG unit and an LNG separator equipped with an LNG outlet line and fuel gas outlet line with recuperative heat exchanger of the LNG unit.

Блок фракционирования выполнен, например, в виде ректификационных колонн в количестве и с параметрами, соответствующими ассортименту жидких продуктов. Блок осушки и очистки газа выполнен в виде известных установок адсорбционной очистки или абсорбционной очистки от кислых компонентов с узлом адсорбционной осушки. Редуцирующие устройства выполнены в виде дроссельного вентиля или газодинамического устройства или детандера. Компрессоры соединены с детандерами посредством известных магнитных и/или кинематических и/или электрических и/или гидравлических устройств. Линия технологического газа соединена с поглощающим пластом, а линия подготовленного природного газа - с газопроводом или потребителем(ями). В качестве остальных элементов установки могут быть установлены любые устройства соответствующего назначения, известные из уровня техники.The fractionation unit is made, for example, in the form of rectification columns in quantity and with parameters corresponding to the range of liquid products. The gas dehydration and purification unit is made in the form of known installations for adsorption purification or absorption purification from acidic components with an adsorption dehydration unit. The reducing devices are made in the form of a throttle valve or a gas-dynamic device or an expander. The compressors are connected to the expanders by means of known magnetic and / or kinematic and / or electrical and / or hydraulic devices. The process gas line is connected to the absorbing formation, and the prepared natural gas line is connected to the gas pipeline or consumer (s). As the rest of the installation elements, any devices for the corresponding purpose known from the prior art can be installed.

Недостаток энергии для привода компрессора может быть восполнен подачей энергии (например, электрической) со стороны. Запас холода потока метансодержащего газа может быть использован для дополнительного охлаждения рекуперативного теплообменника или для охлаждения верха колонн блока фракционирования. Часть подготовленного природного газа, подаваемая в блок СПГ в качестве хладоагента, после нагрева в рекуперативном теплообменнике блока СПГ может быть направлена непосредственно в линию подготовленного природного газа до или после рекуперативного теплообменника.The lack of energy to drive the compressor can be compensated for by supplying energy (eg electrical) from the outside. The cold reserve of the methane-containing gas stream can be used for additional cooling of the recuperative heat exchanger or for cooling the top of the fractionation unit columns. Part of the treated natural gas supplied to the LNG unit as a refrigerant, after heating in the recuperative heat exchanger of the LNG unit, can be sent directly to the prepared natural gas line before or after the recuperative heat exchanger.

Расположение на линии газа сепарации перед теплообменником примыкания линии вывода технологического газа, который после охлаждения и компримирования направляется в поглощающий пласт, позволяет подать во входной сепаратор дополнительное количество сырого природного газа, за счет чего увеличить отбор остатка сепарации и, соответственно, газового конденсата. Охлаждение технологического газа в рекуперативном теплообменнике позволяет увеличить количество закачиваемого в пласт газа и выход газового конденсата. Соединение нагревателя с линией газа сепарации 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 в блоке фракционирования.The location on the separation gas line in front of the heat exchanger of the abutment of the process gas outlet line, which, after cooling and compression, is sent to the absorbing formation, makes it possible to supply an additional amount of raw natural gas to the inlet separator, thereby increasing the selection of the separation residue and, accordingly, gas condensate. Cooling the process gas in a recuperative heat exchanger increases the amount of gas injected into the reservoir and the output of gas condensate. Connecting the heater to the separation gas line makes it possible to bring the bottom temperature 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 in the fractionation unit.

Установка показана на чертеже и включает входной сепаратор 1, промежуточный и дополнительный сепараторы 2 и 3, сепаратор СПГ 4, рекуперативный теплообменник 5 и рекуперативный теплообменник блока СПГ 6, холодильник блока СПГ 7, детандер 8 и детандер блока СПГ 9, соединенные с компрессором 10 и компрессором блока СПГ 11, соответственно, деметанизатор 12 с нагревателем, редуцирующие устройства 13 и 14, а также блоки фракционирования 15 и осушки и очистки газа 16.The plant is shown in the drawing and includes an inlet separator 1, intermediate and additional separators 2 and 3, an LNG separator 4, a recuperative heat exchanger 5 and a recuperative heat exchanger of an LNG unit 6, a cooler of an LNG unit 7, an expander 8 and an expander of an LNG unit 9, connected to the compressor 10 and compressor unit LNG 11, respectively, demethanizer 12 with a heater, reducing devices 13 and 14, as well as fractionation units 15 and drying and gas cleaning 16.

При работе установки сырой природный газ, поступающий по линии 17, разделяют в сепараторе 1 с получением углеводородного конденсата, подаваемого по линии 18 в блок 15, и газа, который разделяют на три потока. Первый поток по линии 19 подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора 12, смешивают со вторым потоком, охлажденным в теплообменнике 5, разделяют в сепараторе 2 с получением углеводородного конденсата и газа, который редуцируют в детандере 8 и разделяют в сепараторе 3 с получением подготовленного природного газа и углеводородного конденсата. Углеводородные конденсаты редуцируют с помощью устройств 13 и 14 и по линиям 20 и 21, соответственно, подают в деметанизатор 12. Третий поток по линии 22 подают на охлаждение в теплообменник 5, сжимают компрессором 10, соединенным с детандером 8 (показано штрих-пунктиром), и направляют в поглощающий пласт. С низа деметанизатора 12 по линии 23 деметанизированный конденсат подают в блок 15, из которого по линии 24 выводят отходящий газ, а по линиям 25 выводят продукты в заданном ассортименте. С верха деметанизатора 12 по линии 26 выводят метансодержащий газ, а подготовленный природный газ из сепаратора 3 выводят по линии 27, отбирают его одну часть по линии 28 в качестве хладоагента, нагревают в теплообменнике 5, отбирают другую его часть в качестве продукционного газа по линии 29, смешивают с отходящим и метансодержащим газами, подаваемыми по линиям 24 и 26, соответственно, и выводят.During the operation of the plant, raw natural gas supplied through line 17 is separated in a separator 1 to obtain hydrocarbon condensate supplied through line 18 to unit 15, and gas, which is divided into three streams. The first stream through line 19 is fed to the demethanizer heater 12 for cooling, mixed with the second stream cooled in the heat exchanger 5, separated in the separator 2 to obtain hydrocarbon condensate and gas, which is reduced in the expander 8 and separated in the separator 3 to obtain prepared natural gas and hydrocarbon condensate. Hydrocarbon condensates are reduced by means of devices 13 and 14 and, through lines 20 and 21, respectively, are fed to demethanizer 12. The third stream is fed through line 22 for cooling to heat exchanger 5, compressed by compressor 10 connected to expander 8 (shown by dash-dotted line), and sent to the absorbing formation. From the bottom of the demethanizer 12, through line 23, demethanized condensate is fed to unit 15, from which off-gas is removed through line 24, and products in a given assortment are removed through lines 25. From the top of the demethanizer 12 through line 26, methane-containing gas is removed, and prepared natural gas from separator 3 is removed through line 27, one part of it is taken along line 28 as a refrigerant, heated in heat exchanger 5, another part of it is taken as product gas through line 29 is mixed with off-gas and methane-containing gases supplied through lines 24 and 26, respectively, and discharged.

Продукционный газ сжимают компрессором 11, охлаждают в холодильнике 7 сторонним хладоагентом, например, атмосферным воздухом, очищают от углекислого газа и осушают в блоке 16, охлаждают в теплообменнике 6, редуцируют в детандере 9, соединенным с компрессором 11 (показано штрих-пунктиром), и разделяют в сепараторе 4 на СПГ, выводимый по линии 30, и топливный газ, выводимый с установки по линии 31 после нагрева в теплообменнике 6.The product gas is compressed by the compressor 11, cooled in the refrigerator 7 with a third-party refrigerant, for example, atmospheric air, cleaned from carbon dioxide and dried in block 16, cooled in the heat exchanger 6, reduced in the expander 9 connected to the compressor 11 (shown by dash-dotted lines), and separated in a separator 4 into LNG discharged through line 30 and fuel gas discharged from the plant via line 31 after heating in heat exchanger 6.

При этом для охлаждения верха колонн в блоке 15 могут быть использованы часть низкотемпературных потоков из линий 20 и/или 21 и/или 24 и/или 26 (условно не показано). При необходимости (показано пунктиром): метансодержащий газ перед смешением нагревают в теплообменнике 5, недостаток энергии для привода компрессоров восполняют, подавая энергию (например, электрическую) по линиям 32, а часть отходящего и/или метансодержащего газов из линий 24 и/или 26 используют на собственные нужды, выводя по линиям 33. Линии подачи ингибитора гидратообразования и вывода отработанного ингибитора условно не показаны.In this case, part of the low-temperature flows from lines 20 and / or 21 and / or 24 and / or 26 (conventionally not shown) can be used to cool the top of the columns in block 15. If necessary (shown by a dotted line): the methane-containing gas is heated in the heat exchanger 5 before mixing, the lack of energy for driving the compressors is replenished by supplying energy (for example, electric) through lines 32, and part of the exhaust and / or methane-containing gases from lines 24 and / or 26 is used for own needs, withdrawing along lines 33. The lines of supply of the inhibitor of hydrate formation and the output of the spent inhibitor are conventionally not shown.

Работоспособность установки подтверждает следующий пример. Сырой природный газ, содержащий 50,8 г/нм3 углеводородов С5+, в объеме 17,0 млн. нм3/сут при 9,0 МПа и 0°С разделяют во входном сепараторе на 31,5 т/час углеводородного конденсата входной сепарации и 16,7 млн. нм3/сут газа, который разделяют на три потока. 1,46 млн. нм3/сут первого потока подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора, смешивают с 8,37 млн. нм3/сут второго потока, охлажденного в рекуперативном теплообменнике, разделяют при минус 24,0°С на 2,2 т/час углеводородного конденсата и газ, который редуцируют в детандере до 5,5 МПа, разделяют при минус 49,4°С на 29,3 т/час углеводородного конденсата и 9,29 млн. нм3/сут подготовленного природного газа. 6,88 млн. нм3/сут третьего потока (технологический газ) охлаждают в рекуперативном теплообменнике до минус 21,3°С, сжимают до 12 МПа компрессором, соединенным с детандером, и направляют в поглощающий пласт. Углеводородные конденсаты после редуцирования подают в деметанизатор, с низа которого 24,0 т/час деметанизированного конденсата совместно с углеводородным конденсатом входной сепарации подают в блок фракционирования, из которого выводят 0,54 млн. нм3/сут отходящего газа, пропан-бутановую фракцию и 33,5 т/час стабильного газового конденсата. Из подготовленного природного газа отбирают 0,18 млн. нм3/сут продукционного газа, смешивают с отходящим и метансодержащим газами и в количестве 9,65 тыс. нм3/сут направляют газопровод или потребителям. Продукционный газ сжимают до 8,2 МПа в компрессоре блока СПГ, соединенном с детандером блока СПГ, охлаждают до 32,4°С в холодильнике, очищают от углекислого газа и осушают, охлаждают до минус 59,5°С в рекуперативном теплообменнике блока СПГ частью подготовленного природного газа и топливным газом, редуцируют до 0,6 МПа в детандере блока СПГ и разделяют на 2,4 т/час СПГ и 0,11 млн. нм3/сут топливного газа, выводимого с установки после нагрева до 30°С в рекуперативном теплообменнике блока СПГ. При необходимости количество СПГ может быть увеличено до 3,0 т/час и более путем соответствующего увеличения расхода продукционного газа.The efficiency of the installation is confirmed by the following example. Raw natural gas containing 50.8 g / Nm 3 of C 5+ hydrocarbons in the volume of 17.0 million Nm 3 / day at 9.0 MPa and 0 ° C is separated in an inlet separator for 31.5 t / h of hydrocarbon condensate inlet separation and 16.7 million nm 3 / day of gas, which is divided into three streams. 1.46 million nm 3 / day of the first stream is fed to the demethanizer heater for cooling, mixed with 8.37 million nm 3 / day of the second stream cooled in a recuperative heat exchanger, separated at minus 24.0 ° C by 2.2 t / hour of hydrocarbon condensate and gas, which is reduced in the expander to 5.5 MPa, are separated at minus 49.4 ° C into 29.3 t / hour of hydrocarbon condensate and 9.29 million nm 3 / day of prepared natural gas. 6.88 million nm 3 / day of the third stream (process gas) is cooled in a recuperative heat exchanger to minus 21.3 ° C, compressed to 12 MPa by a compressor connected to an expander and sent to the absorbing formation. After reduction, hydrocarbon condensates are fed into a demethanizer, from the bottom of which 24.0 t / h of demethanized condensate together with hydrocarbon condensate of inlet separation is fed to a fractionation unit, from which 0.54 million nm 3 / day of off-gas, propane-butane fraction and 33.5 t / h of stable gas condensate. From the prepared natural gas, 0.18 million nm 3 / day of production gas is taken, mixed with waste and methane-containing gases and, in the amount of 9.65 thousand nm 3 / day, is sent to the gas pipeline or to consumers. The product gas is compressed to 8.2 MPa in the compressor of the LNG block connected to the expander of the LNG block, cooled to 32.4 ° C in the refrigerator, cleaned from carbon dioxide and dried, cooled to minus 59.5 ° C in the recuperative heat exchanger of the LNG block prepared by natural gas and the fuel gas is reduced to 0.6 MPa in LNG expander unit and separated by 2.4 t / hr of LNG and 0.11 Mill. Nm3 / d of the fuel gas discharged from the installation after heating to 30 ° C. recuperative heat exchanger of the LNG unit. If necessary, the amount of LNG can be increased to 3.0 t / h and more by a corresponding increase in the production gas consumption.

При подготовке природного газа на установке по прототипу в условиях примера на подготовку подают 416,6 тыс. нм3/ч сырого газа и получают 401,0 тыс. нм3/ч подготовленного природного газа, 2,9 т/час СПГ и 20,6 т/час стабильного газового конденсата.When preparing natural gas on a prototype unit under the conditions of the example, 416.6 thousand nm 3 / h of raw gas is supplied for preparation and 401.0 thousand nm 3 / h of prepared natural gas, 2.9 t / h of LNG and 20, 6 t / h of stable gas condensate.

Таким образом, предлагаемая установка позволяет увеличить выход газового конденсата и может найти применение в газовой промышленности.Thus, the proposed installation allows to increase the output of gas condensate and can be used in the gas industry.

Claims (1)

Установка комплексной подготовки газа с повышенным извлечением газового конденсата и выработкой сжиженного природного газа (СПГ) с линиями сырого и подготовленного природного газа, включающая входной сепаратор с линией вывода углеводородного конденсата и линией вывода газа сепарации, на которой установлены рекуперативный теплообменник, промежуточный сепаратор и редуцирующее устройство, содержащая также деметанизатор с линией вывода газа в верхней части и нагревателем в нижней части, при этом нагреватель соединен с линией вывода газа сепарации до и после рекуперативного теплообменника, деметанизатор соединен с промежуточным сепаратором линией подачи углеводородного конденсата с редуцирующим устройством, а линией подачи деметанизированного конденсата - с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода продуктов, кроме того, в состав установки входит блок получения СПГ с теплообменником, редуцирующим устройством и сепаратором, оснащенным линией вывода СПГ и линией вывода газа, отличающаяся тем, что входной сепаратор соединен линией вывода углеводородного конденсата с блоком фракционирования, линия вывода газа сепарации после редуцирующего устройства, выполненного в виде детандера, оборудована дополнительным сепаратором, соединенным с деметанизатором линией подачи углеводородного конденсата с редуцирующим устройством и оснащенным линией вывода подготовленного природного газа с рекуперативным теплообменником и примыканиями линий вывода отходящего газа из блока фракционирования и метансодержащего газа из деметанизатора, а к линии вывода газа сепарации перед рекуперативным теплообменником примыкает линия вывода технологического газа, на которой установлены рекуперативный теплообменник и компрессор, соединенный с детандером, при этом к линии вывода подготовленного природного газа перед рекуперативным теплообменником примыкает линия подачи его части в качестве хладагента в блок СПГ с рекуперативным теплообменником блока СПГ, соединенная с линией вывода метансодержащего газа из деметанизатора, а к линии вывода подготовленного природного газа после рекуперативного теплообменника примыкает линия продукционного газа, на которой последовательно расположены компрессор блока СПГ, соединенный с детандером блока СПГ, холодильник, блок осушки и очистки газа, рекуперативный теплообменник блока СПГ, детандер блока СПГ и сепаратор СПГ, оснащенный линией вывода СПГ и линией вывода топливного газа с рекуперативным теплообменником блока СПГ.Complex gas treatment unit with increased gas condensate recovery and liquefied natural gas (LNG) production with raw and treated natural gas lines, including an inlet separator with a hydrocarbon condensate outlet line and a separation gas outlet line, on which a recuperative heat exchanger, an intermediate separator and a reducing device are installed also containing a demethanizer with a gas outlet line in the upper part and a heater in the lower part, while the heater is connected to the separation gas outlet line before and after the recuperative heat exchanger, the demethanizer is connected to the intermediate separator by a hydrocarbon condensate feed line with a reducing device, and a demethanized condensate supply line - with a fractionation unit equipped with product outlet lines, in addition, the plant includes an LNG production unit with a heat exchanger, a reducing device and a separator equipped with an LNG outlet line and a gas outlet line, featuring due to the fact that the inlet separator is connected by a hydrocarbon condensate outlet line to the fractionation unit, the separation gas outlet line after a reducing device made in the form of an expander is equipped with an additional separator connected to the demethanizer by a hydrocarbon condensate feed line with a reducing device and equipped with a prepared natural gas outlet line from with a recuperative heat exchanger and the abutments of the exhaust gas outlet lines from the fractionation unit and methane-containing gas from the demethanizer, and the process gas outlet line adjoins the separation gas outlet line in front of the recuperative heat exchanger, on which a recuperative heat exchanger and a compressor are installed, connected to the expander, while the prepared natural gas in front of the recuperative heat exchanger is adjoined by a line for supplying a part of it as a refrigerant to the LNG unit with a recuperative heat exchanger of the LNG unit, connected to the methane-containing ha discharge line behind from the demethanizer, and a product gas line adjoins the prepared natural gas outlet line after the recuperative heat exchanger, on which the compressor of the LNG unit connected to the expander of the LNG unit, a refrigerator, a gas dehydration and purification unit, a recuperative heat exchanger of the LNG unit, an expander of the LNG unit and an LNG separator equipped with an LNG outlet line and a fuel gas outlet line with a recuperative heat exchanger for the LNG unit.
RU2021106303A 2021-03-10 2021-03-10 Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas RU2758362C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021106303A RU2758362C1 (en) 2021-03-10 2021-03-10 Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021106303A RU2758362C1 (en) 2021-03-10 2021-03-10 Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2758362C1 true RU2758362C1 (en) 2021-10-28

Family

ID=78466452

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2021106303A RU2758362C1 (en) 2021-03-10 2021-03-10 Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2758362C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1688855A (en) * 2002-08-15 2005-10-26 弗劳尔公司 Low pressure NGL plant configurations
RU2538192C1 (en) * 2013-11-07 2015-01-10 Открытое акционерное общество "Газпром" Method of natural gas liquefaction and device for its implementation
RU2678236C1 (en) * 2018-03-22 2019-01-24 Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" Method of liquefaction of natural gas through cycle of partial liquefaction due to change in pressure and installation for its implementation
RU2699913C1 (en) * 2019-02-01 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Ltdr plant for integrated non-waste field gas treatment (versions)
US10480854B2 (en) * 2015-07-15 2019-11-19 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefied natural gas production system and method with greenhouse gas removal
RU2721347C1 (en) * 2019-12-17 2020-05-19 Андрей Владиславович Курочкин Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel
RU2732998C1 (en) * 2020-01-20 2020-09-28 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment with production of liquefied natural gas

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1688855A (en) * 2002-08-15 2005-10-26 弗劳尔公司 Low pressure NGL plant configurations
RU2538192C1 (en) * 2013-11-07 2015-01-10 Открытое акционерное общество "Газпром" Method of natural gas liquefaction and device for its implementation
US10480854B2 (en) * 2015-07-15 2019-11-19 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefied natural gas production system and method with greenhouse gas removal
RU2678236C1 (en) * 2018-03-22 2019-01-24 Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" Method of liquefaction of natural gas through cycle of partial liquefaction due to change in pressure and installation for its implementation
RU2699913C1 (en) * 2019-02-01 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Ltdr plant for integrated non-waste field gas treatment (versions)
RU2721347C1 (en) * 2019-12-17 2020-05-19 Андрей Владиславович Курочкин Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel
RU2732998C1 (en) * 2020-01-20 2020-09-28 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment with production of liquefied natural gas

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2668896C1 (en) Plant for the deethanization of natural gas (options)
CA1097564A (en) Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases
RU2717668C1 (en) Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment and production of lng
CN105531552B (en) Hydrocarbon gas processing
RU2721347C1 (en) Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel
RU2734237C1 (en) Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation
RU2732998C1 (en) Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment with production of liquefied natural gas
EA022763B1 (en) Hydrocarbon gas processing
RU2688533C1 (en) Ltdr plant for integrated gas preparation and production of lng and its operation method
RU2688151C1 (en) Plant for low-temperature dephlegmation with separation ltds for preparing natural gas to produce liquefied natural gas and method of operation thereof (versions)
CA2912171C (en) Methods for separating hydrocarbon gases
RU2731709C1 (en) Low-temperature fractionation unit for deethanization of main gas with generation of lng
RU2758362C1 (en) Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas
RU2699912C1 (en) Ltdr plant for production of hydrocarbons c2+ from main gas (versions)
RU2699913C1 (en) Ltdr plant for integrated non-waste field gas treatment (versions)
RU2743127C1 (en) Plant for integrated gas preparation and production of liquefied natural gas by low-temperature fractionation
RU2757211C1 (en) Integrated gas treatment plant with lng production and increased extraction of gas condensate (options)
RU2640969C1 (en) Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation
RU2736682C1 (en) Natural gas preparation unit with helium extraction
RU2730291C1 (en) Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment
RU2382302C1 (en) Method for low-temperature separation of hydrocarbon gas
RU2753751C1 (en) Complex gas treatment plant with increased extraction of gas condensate
RU2726369C1 (en) Low-temperature dephlegmation with rectification plant for production of hydrocarbons c2+ from main natural gas (versions)
RU2753754C1 (en) Installation for complex gas treatment of variable flow rate
RU2750864C2 (en) Installation for reducing natural gas to produce gas-engine fuels (options)