RU2758754C1 - Method for reconstruction of low-temperature gas separation unit to increase in yield of gas condensate (options) - Google Patents

Method for reconstruction of low-temperature gas separation unit to increase in yield of gas condensate (options) Download PDF

Info

Publication number
RU2758754C1
RU2758754C1 RU2021106270A RU2021106270A RU2758754C1 RU 2758754 C1 RU2758754 C1 RU 2758754C1 RU 2021106270 A RU2021106270 A RU 2021106270A RU 2021106270 A RU2021106270 A RU 2021106270A RU 2758754 C1 RU2758754 C1 RU 2758754C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
low
unit
temperature
separation
Prior art date
Application number
RU2021106270A
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 RU2021106270A priority Critical patent/RU2758754C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2758754C1 publication Critical patent/RU2758754C1/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

Abstract

FIELD: methods for reconstruction of devices for low-temperature separation of natural gas.
SUBSTANCE: invention relates to methods for reconstruction operating devices for low-temperature separation of natural gas and can be used in the gas industry. The invention relates to a method for the reconstruction of a low-temperature gas separation unit, including an inlet separator, a recuperation unit, a low-temperature separation unit with a low-temperature separator and a fractionation unit, to increase the output of gas condensate, which consists in installing between a fractionation unit equipped with an exhaust gas outlet and product output lines, and a low-temperature separation unit containing a reducing device and a low-temperature separator, a demethanizer equipped with a methane-containing gas outlet line and equipped with a heater connected to the inlet separation gas line before and after the recuperation unit. An expander is placed as a reducing device, in front of which an intermediate separator is installed, the low-temperature and intermediate separators are connected to the demethanizer by feed lines of hydrocarbon condensates with reducing devices. The top of the demethanizer is connected to the off-gas outlet line by a methane-containing gas supply line, and the bottom of the demethanizer is connected to the fractionation unit by a demethanized condensate supply line. The inlet separation gas line before the recuperation unit is divided into three lines: the line for supplying part of the inlet separation gas to the heater, the line for supplying part of the inlet separation gas to the recuperation unit and the process gas line, on which the “process gas/part of the low-temperature separation gas” heat exchanger and compressor are installed. connected to the expander, and as products get a propane-butane fraction and gas condensate. The invention also relates to an option of the method for the reconstruction of a low-temperature gas separation unit.
EFFECT: increase in the yield of gas condensate during the preparation of natural gas at pressures above and below critical.
2 cl, 4 ex, 3 dwg

Description

Изобретение относится к способам реконструкции действующих установок низкотемпературной сепарации природного газа и может быть использовано в газовой промышленности.The invention relates to methods for the reconstruction of operating installations for low-temperature separation of natural gas and can be used in the gas industry.

Необходимость реконструкции эксплуатируемых установок низкотемпературной сепарации, как правило, связана с низким выходом и/или качеством подготовленного природного газа и стабильного газового конденсата, большим количеством факельных газов и малой степенью извлечения тяжелых углеводородов. Известные способы реконструкции предусматривают мероприятия по снижению температуры на стадии низкотемпературной сепарации за счет установки дополнительного холодильного или компрессорного оборудования.The need to reconstruct operating low-temperature separation units is usually associated with a low yield and / or quality of treated natural gas and stable gas condensate, a large amount of flare gases, and a low degree of recovery of heavy hydrocarbons. Known reconstruction methods provide for measures to reduce the temperature at the stage of low-temperature separation by installing additional refrigeration or compressor equipment.

Так, известен способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа, включающей блоки входной и низкотемпературной сепарации, узлы рекуперации холода и редуцирования, а также блок стабилизации конденсата, заключающийся в установке на линии подачи газа входной сепарации в узел рекуперации холода компрессорной станции для дополнительного сжатия газа [Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. с. 307].So, there is a known method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit, including blocks of inlet and low-temperature separation, units of cold recovery and reduction, as well as a condensate stabilization unit, which consists in installing an inlet separation on the gas supply line to the cold recovery unit of a compressor station for additional gas compression [Bekirov T.M., Lanchakov G.A. Gas and condensate processing technology. M .: OOO "Nedra-Business Center", 1999. p. 307].

К недостаткам известного способа относятся высокие капитальные и эксплуатационные затраты, а также низкая эффективность разделения компонентов сырого газа на реконструированной установке.The disadvantages of the known method include high capital and operating costs, as well as low efficiency of separation of raw gas components in the reconstructed plant.

Известен способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа, включающей [Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: ООО "Издательство «Недра", 1999. с. 379], включающей блоки входной и низкотемпературной сепарации, узлы рекуперации холода и редуцирования, а также блок дегазации конденсата, заключающийся в установке холодильника на линии подачи газа входной сепарации, обычно на байпасе рекуперативного теплообменника.A known method of reconstruction of the installation of low-temperature gas separation, including [Gritsenko AI, Istomin VA, Kulkov AN, Suleimanov R.S. Gathering and field treatment of gas in the northern fields of Russia. M .: OOO "Publishing house" Nedra ", 1999. p. 379], which includes inlet and low-temperature separation units, cold recovery and reduction units, as well as a condensate degassing unit, which consists in installing a refrigerator on the inlet separation gas supply line, usually on the bypass of a recuperative heat exchanger.

К недостаткам данного способа также относятся высокие капитальные затраты и эксплуатационные расходы из-за использования дорогостоящего холодильного оборудования, а также большое количество факельных газов, образующихся на реконструированной установке.The disadvantages of this method also include high capital costs and operating costs due to the use of expensive refrigeration equipment, as well as a large amount of flare gases generated in the reconstructed plant.

Наиболее близок по технической сущности к заявляемому изобретению способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа с предотвращением образования факельных газов [RU 2718073, опубл. 30.03.2020 г., МПК B01D 3/14], включающий установку между блоком дегазации конденсата (фракционирования) и блоком низкотемпературной сепарации, содержащим редуцирующее устройство и низкотемпературный сепаратор, двухсекционного аппарата (деметанизатора) с вертикальной контактной секцией, соединенной своей нижней частью с выходной частью горизонтальной отпарной секции с паровым пространством, в котором контактная секция также соединена с входным и низкотемпературным сепараторами линиями подачи углеводородных конденсатов, входная и выходная части трубного пространства отпарной секции (нагреватель) соединены с линией подачи газа входной сепарации до и после узла рекуперации, соответственно, а низ межтрубного пространства входной части отпарной секции соединен с блоком дегазации конденсата, при этом линия вывода газов из блока фракционирования оборудована компрессором и соединена с линией вывода подготовленного природного газа с установки после узла рекуперации.The closest in technical essence to the claimed invention is a method for reconstructing a low-temperature gas separation unit with preventing the formation of flare gases [RU 2718073, publ. 03/30/2020, IPC B01D 3/14], including the installation between the condensate degassing unit (fractionation) and the low-temperature separation unit containing a reducing device and a low-temperature separator, a two-section apparatus (demethanizer) with a vertical contact section connected by its lower part to the outlet a part of a horizontal stripping section with a steam space, in which the contact section is also connected to the inlet and low-temperature separators by hydrocarbon condensate supply lines, the inlet and outlet parts of the pipe space of the stripping section (heater) are connected to the gas supply line of the inlet separation before and after the recuperation unit, respectively, and the bottom of the annular space of the inlet part of the stripping section is connected to the condensate degassing unit, while the gas outlet line from the fractionation unit is equipped with a compressor and is connected to the prepared natural gas outlet line from the installation after the recuperation unit.

Недостатками способа являются низкий выход газового конденсата, ограниченный его содержанием в сыром природном газе, подвергаемом низкотемпературной сепарации, а также его неприменимость при давлении в низкотемпературном сепараторе (давлении подготовки природного газа) выше критического, при котором массообмен в деметанизаторе не происходит или нестабилен.The disadvantages of this method are the low yield of gas condensate, limited by its content in raw natural gas subjected to low-temperature separation, as well as its inapplicability when the pressure in the low-temperature separator (natural gas preparation pressure) is higher than the critical one, at which mass transfer in the demethanizer does not occur or is unstable.

Задачей изобретения является увеличение выхода газового конденсата при подготовке природного газа при давлении выше и ниже критического.The objective of the invention is to increase the yield of gas condensate in the preparation of natural gas at pressures above and below critical.

Предложено два варианта способа реконструкции: первый - при давлении подготовки природного газа выше критического давления, второй - при давлении подготовки природного газа ниже критического давления.Two variants of the reconstruction method have been proposed: the first - when the natural gas treatment pressure is higher than the critical pressure, the second - when the natural gas treatment pressure is below the critical pressure.

В качестве технического результата в обоих вариантах достигается увеличение выхода газового конденсата за счет вовлечения в подготовку дополнительного объема природного газа, который, после извлечения дополнительного количества конденсата входной сепарации, закачивается в поглощающий пласт за счет энергии, получаемой при редуцировании природного газа, направляемого на низкотемпературную сепарацию.As a technical result, in both options, an increase in the yield of gas condensate is achieved due to the involvement in the preparation of an additional volume of natural gas, which, after extracting an additional amount of inlet separation condensate, is injected into the absorbing formation due to the energy obtained during the reduction of natural gas directed to low-temperature separation. ...

Указанный технический результат в первом варианте достигается тем, что в известном способе, включающем установку между блоком фракционирования, оснащенным линией вывода отходящего газа и линиями вывода продуктов, и блоком низкотемпературной сепарации, содержащим редуцирующее устройство и низкотемпературный сепаратор, деметанизатора, оснащенного линией вывода метансодержащего газа и оборудованного нагревателем, соединенным с линией газа входной сепарации до и после узла рекуперации, особенностью является то, что в качестве редуцирующего устройства размещают детандер, перед которым устанавливают промежуточный сепаратор, при этом сепараторы соединяют с деметанизатором линиями подачи углеводородных конденсатов с редуцирующими устройствами, а верх деметанизатора соединяют с линией вывода отходящего газа линией вывода метансодержащего газа, кроме того, линию газа входной сепарации перед теплообменником соединяют с линией технологического газа, на которой устанавливают теплообменник «технологический газ/часть газа низкотемпературной сепарации» и компрессор, соединенный с детандером.The specified technical result in the first embodiment is achieved by the fact that in the known method, including an installation between a fractionation unit equipped with an exhaust gas outlet and product outlet lines, and a low-temperature separation unit containing a reducing device and a low-temperature separator, a demethanizer equipped with a methane-containing gas outlet line and equipped with a heater connected to the inlet separation gas line before and after the recuperation unit, the feature is that an expander is placed as a reducing device, in front of which an intermediate separator is installed, while the separators are connected to the demethanizer by hydrocarbon condensate feed lines with reducing devices, and the top of the demethanizer connected to the exhaust gas outlet line by the methane-containing gas outlet line, in addition, the inlet separation gas line in front of the heat exchanger is connected to the process gas line, on which the "technologist natural gas / part of low temperature separation gas ”and a compressor connected to the expander.

Второй вариант отличается соединением верха деметанизатора с низкотемпературным сепаратором, а также исключением редуцирующего устройства на линии подачи углеводородного конденсата, соединяющей низкотемпературный сепаратор с деметанизатором.The second option is distinguished by the connection of the top of the demethanizer with the low-temperature separator, as well as the exclusion of a reducing device on the hydrocarbon condensate supply line connecting the low-temperature separator to the demethanizer.

Для снижения количества, или исключения вывода газов на факельное сжигание, линия отходящего газа в обоих вариантах может быть оснащена компрессором, например, соединенным с детандером, и соединена с линией подготовленного природного газа после узла рекуперации. В первом варианте аналогичное решение может быть применено и в отношении метансодержащего газа, выводимого из деметанизатора. Недостаток энергии для привода компрессора может быть восполнен подачей энергии (например, электрической) со стороны.In order to reduce the amount, or to eliminate the output of gases for flaring, the off-gas line in both versions can be equipped with a compressor, for example, connected to an expander, and connected to the prepared natural gas line after the recuperation unit. In the first variant, a similar solution can be applied to the methane-containing gas removed from the demethanizer. The lack of energy to drive the compressor can be compensated for by supplying energy (eg electrical) from the outside.

Компрессор соединен с детандером посредством известных кинематических и/или электрических и/или магнитных и/или гидравлических устройств. Сепараторы выполнены, например, в виде объемного сепаратора или в виде газодинамического устройства, соединенного с сепаратором. Редуцирующие устройства, если не оговорено иное, могут быть выполнены в виде редуцирующих вентилей, газодинамических устройств или детандеров. Блок фракционирования выполнен, например, в виде сепараторов и/или ректификационных колонн в количестве и с характеристиками, обусловленными заданным ассортиментом и качеством жидких продуктов. 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 compressor is connected to the expander by means of known kinematic and / or electrical and / or magnetic and / or hydraulic devices. The separators are made, for example, in the form of a volumetric separator or in the form of a gas-dynamic device connected to the separator. Reducing devices, unless otherwise specified, can be made in the form of reducing valves, gas-dynamic devices or expanders. The fractionation unit is made, for example, in the form of separators and / or rectification columns in the quantity and with the characteristics due to the given assortment and quality of liquid products. 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.

В обоих вариантах соединение линии газа входной сепарации перед узлом рекуперации с линией технологического газа, оснащенной теплообменником «технологический газ/часть газа низкотемпературной сепарации» и компрессором, соединенным с детандером, позволяет подать во входной сепаратор дополнительное количество сырого природного газа, за счет чего увеличить отбор остатка входной сепарации и, соответственно, количество газового конденсата, получаемого в блоке фракционирования. При этом технологический газ после охлаждения и компримирования направляется в поглощающий пласт. Соединение компрессора с детандером, размещенным в качестве редуцирующего устройства, позволяет без использования энергии со стороны осуществить сжатие технологического газа. Установка промежуточного сепаратора защищает детандер от попадания капельной влаги.In both versions, the connection of the inlet separation gas line upstream of the recuperation unit with the process gas line equipped with a process gas / part of the low-temperature separation gas heat exchanger and a compressor connected to the expander allows an additional amount of raw natural gas to be fed into the inlet separator, thereby increasing the extraction the remainder of the inlet separation and, accordingly, the amount of gas condensate obtained in the fractionation unit. In this case, the process gas, after cooling and compression, is directed into the absorbing formation. The connection of the compressor to the expander placed as a reducing device allows the process gas to be compressed without using energy from the outside. Installing an intermediate separator protects the expander from moisture ingress.

Реконструкция действующей установки низкотемпературной сепарации газа по предлагаемым способам может быть осуществлена независимо от комплектации узлов и блоков установки тем или иным оборудованием.Reconstruction of the operating installation for low-temperature gas separation according to the proposed methods can be carried out regardless of the configuration of units and units of the installation with one or another equipment.

При реконструкции действующей установки низкотемпературной сепарации газа (фиг. 1), состоящей, например, из входного сепаратора 1, узла рекуперации (показан рекуперативный теплообменник) 2, блока низкотемпературной сепарации в составе редуцирующего вентиля 3 и низкотемпературного сепаратора 4, устройств редуцирования углеводородных конденсатов 5 и 6, а также блока фракционирования 7, осуществляют следующее.During the reconstruction of an operating low-temperature gas separation unit (Fig. 1), consisting, for example, of an inlet separator 1, a recuperation unit (a recuperative heat exchanger is shown) 2, a low-temperature separation unit as part of a reducing valve 3 and a low-temperature separator 4, devices for reducing hydrocarbon condensates 5 and 6, as well as the fractionation unit 7, the following is carried out.

По первому варианту способа (фиг. 2) - установку деметанизатора 8 с нагревателем, который соединяют с линией газа входной сепарации до и после узла рекуперации 2, заменяют редуцирующий вентиль 3 на детандер 9, перед которым располагают промежуточный сепаратор 10, линии вывода углеводородных конденсатов из сепараторов 4 и 10 с редуцирующими устройствами 5 и 11, соответственно, соединяют с деметанизатором 8, верх которого соединяют с линией вывода отходящего газа из блока 7. Кроме того, линию газа входной сепарации перед узлом рекуперации соединяют с линией технологического газа с установленными на ней теплообменником 12 «технологический газ/часть газа низкотемпературной сепарации» и компрессором 13, соединенным с детандером 9. Вновь устанавливаемые аппараты выделены серым цветом. Линии подачи ингибитора гидратообразования и вывода водных конденсатов условно не показаны.According to the first variant of the method (Fig. 2), the installation of a demethanizer 8 with a heater, which is connected to the gas line of the inlet separation before and after the recuperation unit 2, replace the reducing valve 3 with an expander 9, in front of which an intermediate separator 10 is located, the lines for withdrawing hydrocarbon condensates from separators 4 and 10 with reducing devices 5 and 11, respectively, are connected to a demethanizer 8, the top of which is connected to the exhaust gas outlet line from block 7. In addition, the inlet separation gas line in front of the recuperation unit is connected to the process gas line with a heat exchanger installed on it 12 “process gas / part of low temperature separation gas” and compressor 13 connected to expander 9. Newly installed units are highlighted in gray. The supply lines of the inhibitor of hydrate formation and the output of water condensates are conventionally not shown.

По второму варианту способа (фиг. 3) в отличие от первого верх деметанизатора 8 соединяют линией вывода метансодержащего газа с низкотемпературным сепаратором 3, а также исключают редуцирующее устройство на линии подачи углеводородного конденсата из низкотемпературного сепаратора 4.According to the second variant of the method (Fig. 3), in contrast to the first, the top of the demethanizer 8 is connected by the methane-containing gas outlet line to the low-temperature separator 3, and a reducing device on the hydrocarbon condensate supply line from the low-temperature separator 4 is also excluded.

При работе установки, реконструированной по первому варианту, сырой природный газ по линии 14 поступает в сепаратор 1, из которого по линии 15 в блок 7 выводят углеводородный конденсат после редуцирования с помощью устройства 6, и газ, который разделяют на три части. Первую часть по линии 16 направляют на охлаждение в нагреватель деметанизатора 8, смешивают со второй частью, охлажденной в узле 2, разделяют в сепараторе 10 на углеводородный конденсат, который выводят по линии 17, и газ, который редуцируют в детандере 9 и разделяют в сепараторе 4 на углеводородный конденсат, который выводят по линии 18, и газ низкотемпературной сепарации, который выводят по линии 19, нагревают в узле рекуперации 2 и теплообменнике 12 и выводят с установки в качестве подготовленного природного газа. Третью часть газа в качестве технологического газа отбирают по линии 17, охлаждают в теплообменнике 12, сжимают компрессором 13, соединенным с детандером 9 (показано штрих-пунктиром), и подают в поглощающий пласт. Углеводородные конденсаты из сепараторов 10 и 4 по линиям 17 и 18, после редуцирования в устройствах 11 и 5, соответственно, подают в деметанизатор 8, с низа которого деметанизированный конденсат по линии 20 направляют в блок 7, где разделяют на продукты в соответствии с заданным ассортиментом, выводимые по линиям 21, и отходящий газ, выводимый по линии 22. С верха деметанизатора 8 по линии 23 метансодержащий газ направляют в линию 22.During the operation of the unit, reconstructed according to the first variant, raw natural gas flows through line 14 to separator 1, from which, through line 15, hydrocarbon condensate is removed to unit 7 after reduction by means of device 6, and gas, which is divided into three parts. The first part through line 16 is sent for cooling to the heater of the demethanizer 8, mixed with the second part cooled in unit 2, separated in the separator 10 into hydrocarbon condensate, which is removed through line 17, and gas, which is reduced in the expander 9 and separated in the separator 4 for hydrocarbon condensate, which is discharged through line 18, and low-temperature separation gas, which is discharged through line 19, are heated in recuperation unit 2 and heat exchanger 12 and discharged from the plant as prepared natural gas. The third part of the gas as process gas is taken through line 17, cooled in heat exchanger 12, compressed by compressor 13 connected to expander 9 (shown in dash-dotted line), and supplied to the absorbing formation. Hydrocarbon condensates from separators 10 and 4 through lines 17 and 18, after reduction in devices 11 and 5, respectively, are fed to demethanizer 8, from the bottom of which the demethanized condensate is sent through line 20 to unit 7, where it is divided into products in accordance with a given assortment discharged through lines 21, and exhaust gas discharged through line 22. From the top of demethanizer 8 through line 23, methane-containing gas is directed to line 22.

Работа установки, реконструированной по второму варианту, отличается подачей метансодержащего газа по линии 23 в сепаратор 4.The operation of the unit, reconstructed according to the second version, is distinguished by the supply of methane-containing gas through line 23 to separator 4.

При необходимости в вариантах 1 и 2 отходящий газ, вместо вывода по линии 22, с помощью компрессора 24 по линии 25 направляют в линию 19, а в варианте 1 метансодержащий газ, вместо подачи по линии 23 в линию 22, с помощью компрессора 26 по линии 27 также направляют в линию 19. Приводы компрессоров 24 и 26 также могут быть соединены с детандером 9. Недостаток энергии для привода компрессоров может быть восполнен подачей энергии со стороны, например, электроэнергии, по линии 28.If necessary, in options 1 and 2, the exhaust gas, instead of being discharged through line 22, is directed to line 19 with the help of compressor 24 through line 25, and in option 1 methane-containing gas, instead of being fed through line 23 to line 22, with the help of compressor 26 through line 27 is also directed to line 19. The drives of the compressors 24 and 26 can also be connected to the expander 9. The lack of energy to drive the compressors can be compensated for by supplying energy from the side, such as electricity, through line 28.

Работоспособность предложенного способа подтверждают примеры.The efficiency of the proposed method is confirmed by examples.

Пример 1. На существующей установке низкотемпературной сепарации 416,6 тыс. нм3/ч сырого природного газа, содержащего 50,8 г/нм3 углеводородов С5+, при 9,0 МПа и 0°С подают на подготовку получают 399,4 тыс. нм3/час подготовленного природного газа и 20,6 т/час стабильного газового конденсата.Example 1. At an existing low-temperature separation unit 416.6 thousand nm 3 / h of raw natural gas containing 50.8 g / nm 3 of C 5+ hydrocarbons, at 9.0 MPa and 0 ° C, 399.4 thousand nm 3 / hour of prepared natural gas and 20.6 t / hour of stable gas condensate.

Пример 2. На установке низкотемпературной сепарации, реконструированной по прототипу, при подготовке 416,6 тыс. нм3/ч сырого природного газа, содержащего 50,8 г/нм3 углеводородов С5+, поступающего при 9,0 МПа и 0°С, получают 401,4 тыс. нм3/час подготовленного природного газа и 20,7 т/час стабильного газового конденсата.Example 2. On a low-temperature separation unit, reconstructed according to the prototype, during the preparation of 416.6 thousand nm 3 / h of raw natural gas containing 50.8 g / nm 3 of C 5+ hydrocarbons, supplied at 9.0 MPa and 0 ° C , get 401.4 thousand nm 3 / hour of prepared natural gas and 20.7 t / hour of stable gas condensate.

Пример 3. При подготовке сырого природного газа в условиях примера 1 на реконструированной по варианту 1 установке 708,3 тыс. нм3/ч сырого природного газа разделяют во входном сепараторе на 31,5 т/час остатка входной сепарации и 696,4 тыс. нм3/ч газа, который разделяют на три потока. 59,0 тыс. нм3/ч первого потока подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора, смешивают с 350,6 тыс. нм3/ч второго потока, охлажденного в теплообменнике, разделяют при минус 25,5°С на 2,3 т/час остатка сепарации и газ, который редуцируют в детандере до 5,5 МПа (критическое давление газа 4,53 МПа), разделяют при минус 50,7°С на 31,5 т/час остатка сепарации и 387,9 тыс. нм3/ч газа сепарации. Остатки сепарации подают в деметанизатор, а газ сепарации нагревают в теплообменнике до минус 2,2°С и направляют потребителю. 286,8 тыс. нм3/ч третьего потока охлаждают в теплообменнике до минус 21,3°С, сжимают до 12 МПа компрессором, соединенным с детандером, и направляют в поглощающий пласт. Из низа деметанизатора 22,2 т/час деметанизированного конденсата совместно с остатком входной сепарации подают в блок фракционирования, из которого выводят 9,5 тыс. нм3/ч отходящего газа, пропан-бутановую фракцию и 29,4 т/час стабильного газового конденсата. Газ сепарации смешивают с отходящим газом и метансодержащим газом, выводимым с верха деметанизатора, и в количестве 21,7 тыс. нм3/ч выводят с установки.EXAMPLE 3 In the preparation of raw natural gas under the conditions of Example 1 of Embodiment 1 of the reconstructed installation 708.3 thousand. Nm3 / h natural gas feed is separated in the inlet separator into 31.5 t / h and residue separation input 696.4 thousand. nm 3 / h of gas, which is divided into three streams. 59.0 thousand nm 3 / h of the first stream is fed for cooling to the demethanizer heater, mixed with 350.6 thousand nm 3 / h of the second stream cooled in a heat exchanger, separated at minus 25.5 ° C by 2.3 t / hour of separation residue and gas, which is reduced in the expander to 5.5 MPa (critical gas pressure 4.53 MPa), are separated at minus 50.7 ° C by 31.5 t / hour of separation residue and 387.9 thousand nm 3 / h gas separation. The residues of the separation are fed to the demethanizer, and the separation gas is heated in a heat exchanger to minus 2.2 ° C and sent to the consumer. 286.8 thousand nm 3 / h of the third stream is cooled in a heat exchanger to minus 21.3 ° C, compressed to 12 MPa by a compressor connected to an expander and sent to the absorbing formation. From the bottom of the demethanizer 22.2 t / h of condensate demethanized residue together with the input separation unit is fed to a fractionation from which output 9.5 thousand. Nm3 / h exhaust gas, propane-butane fraction and 29.4 t / h of stable gas condensate ... The separation gas is mixed with off-gas and methane-containing gas discharged from the top of the demethanizer, and is discharged from the installation in an amount of 21.7 thousand nm 3 / h.

Пример 4. При подготовке сырого природного газа в условиях примера 1 на реконструированной по варианту 1 установке 750,0 тыс. нм3/ч сырого природного газа разделяют во входном сепараторе на 33,4 т/час остатка входной сепарации и 737,4 тыс. нм3/ч газа, который разделяют на три потока. 89,3 тыс. нм3/ч первого потока подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора, смешивают с 320,4 тыс. нм3/ч второго потока, охлажденного в теплообменнике, разделяют при минус 30,5°С на 2,5 т/час остатка сепарации и газ, который редуцируют в детандере до 4,5 МПа (критическое давление газа 4,53 МПа), разделяют вместе с метансодержащим газом при минус 61,0°С на 41,5 т/час остатка сепарации и 391,6 тыс. нм3/ч газа сепарации. Остатки сепарации подают в деметанизатор, а газ сепарации нагревают в теплообменнике до минус 2,4°С и направляют потребителю. 327,7 тыс. нм3/ч третьего потока охлаждают в теплообменнике до минус 21,3°С, сжимают до 12 МПа компрессором, соединенным с детандером, и направляют в поглощающий пласт. Из низа деметанизатора 33,0 т/час деметанизированного конденсата совместно с остатком входной сепарации подают в блок фракционирования, из которого выводят 15,3 тыс. нм3/ч отходящего газа, пропан-бутановую фракцию и 35,2 т/час стабильного газового конденсата.Example 4. When preparing raw natural gas under the conditions of example 1 on a unit reconstructed according to option 1, 750.0 thousand nm 3 / h of raw natural gas is separated in the inlet separator by 33.4 t / h of the residue of the inlet separation and 737.4 thous. nm 3 / h of gas, which is divided into three streams. 89.3 thousand nm 3 / h of the first stream is fed for cooling to the heater of the demethanizer, mixed with 320.4 thousand nm 3 / h of the second stream cooled in a heat exchanger, separated at minus 30.5 ° C by 2.5 t / hour of separation residue and gas, which is reduced in the expander to 4.5 MPa (critical gas pressure of 4.53 MPa), are separated together with methane-containing gas at minus 61.0 ° C by 41.5 t / hour of separation residue and 391.6 thous. nm 3 / h of separation gas. The residues of separation are fed to a demethanizer, and the separation gas is heated in a heat exchanger to minus 2.4 ° C and sent to the consumer. 327.7 thousand nm 3 / h of the third stream is cooled in a heat exchanger to minus 21.3 ° C, compressed to 12 MPa by a compressor connected to an expander, and sent to the absorbing formation. From the bottom of the demethanizer, 33.0 t / h of demethanized condensate, together with the remainder of the inlet separation, is fed to the fractionation unit, from which 15.3 thousand nm 3 / h of off-gas, propane-butane fraction and 35.2 t / h of stable gas condensate are removed ...

Таким образом, предложенный способ позволяет увеличить выход газового конденсата при подготовке газа при давлении и выше и ниже критического и может быть использован в газовой промышленности.Thus, the proposed method makes it possible to increase the output of gas condensate during gas preparation at pressures above and below critical and can be used in the gas industry.

Claims (2)

1. Способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа, включающей входной сепаратор, узел рекуперации, блок низкотемпературной сепарации с низкотемпературным сепаратором и блок фракционирования, для повышения выхода газового конденсата, который заключается в установке между блоком фракционирования, оснащенным линией вывода отходящего газа и линиями вывода продуктов, и блоком низкотемпературной сепарации, содержащим редуцирующее устройство и низкотемпературный сепаратор, деметанизатора, оснащенного линией вывода метансодержащего газа и оборудованного нагревателем, соединенным с линией газа входной сепарации до и после узла рекуперации, отличающийся тем, что в качестве редуцирующего устройства размещают детандер, перед которым устанавливают промежуточный сепаратор, низкотемпературный и промежуточный сепараторы соединяют с деметанизатором линиями подачи углеводородных конденсатов с редуцирующими устройствами, при этом верх деметанизатора соединяют с линией вывода отходящего газа линией подачи метансодержащего газа, а низ деметанизатора соединяют с блоком фракционирования линией подачи деметанизированного конденсата, кроме того, линия газа входной сепарации перед узлом рекуперации разделена на три линии: линию подачи части газа входной сепарации в нагреватель, линию подачи части газа входной сепарации в узел рекуперации и линию технологического газа, на которой устанавливают теплообменник «технологический газ/часть газа низкотемпературной сепарации» и компрессор, соединенный с детандером, причем в качестве продуктов получают пропан-бутановую фракцию и газовый конденсат.1. A method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit, including an inlet separator, a recuperation unit, a low-temperature separation unit with a low-temperature separator and a fractionation unit, to increase the output of gas condensate, which consists in installation between a fractionation unit equipped with an off-gas outlet and product output lines, and a low-temperature separation unit containing a reducing device and a low-temperature separator, a demethanizer equipped with a methane-containing gas outlet line and equipped with a heater connected to the inlet separation gas line before and after the recuperation unit, characterized in that an expander is placed as a reducing device, in front of which an expander is installed the separator, low-temperature and intermediate separators are connected to the demethanizer by feed lines of hydrocarbon condensates with reducing devices, while the top of the demethanizer is connected to the outlet line of the effluent gas supply line for methane-containing gas, and the bottom of the demethanizer is connected to the fractionation unit with a demethanized condensate supply line, in addition, the inlet separation gas line in front of the recuperation unit is divided into three lines: a line for supplying a part of the inlet separation gas to the heater, a line for supplying a part of the inlet separation gas to the unit recuperation and a process gas line, on which a heat exchanger "process gas / part of the low-temperature separation gas" and a compressor connected to the expander are installed, whereby propane-butane fraction and gas condensate are obtained as products. 2. Способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа, включающей входной сепаратор, узел рекуперации, блок низкотемпературной сепарации с низкотемпературным сепаратором и блок фракционирования, для повышения выхода газового конденсата, который заключается в установке между блоком фракционирования, оснащенным линией вывода отходящего газа и линиями вывода продуктов, и блоком низкотемпературной сепарации, содержащим редуцирующее устройство и низкотемпературный сепаратор, деметанизатора, оснащенного линией вывода метансодержащего газа и оборудованного нагревателем, соединенным с линией газа входной сепарации до и после узла рекуперации, отличающийся тем, что в качестве редуцирующего устройства размещают детандер, перед которым устанавливают промежуточный сепаратор, который соединяют с деметанизатором линией подачи углеводородного конденсата с редуцирующим устройством, низкотемпературный сепаратор соединяют с деметанизатором линией подачи углеводородного конденсата, при этом верх деметанизатора соединяют с низкотемпературным сепаратором линией подачи метансодержащего газа, а низ деметанизатора соединяют с блоком фракционирования линией подачи деметанизированного конденсата, кроме того, линию газа входной сепарации перед узлом рекуперации разделяют на три линии: линию подачи части газа входной сепарации в нагреватель, линию подачи части газа входной сепарации в узел рекуперации и линию технологического газа, на которой устанавливают теплообменник «технологический газ/часть газа низкотемпературной сепарации» и компрессор, соединенный с детандером, причем в качестве продуктов получают пропан-бутановую фракцию и газовый конденсат. 2. A method for reconstruction of a low-temperature gas separation unit, including an inlet separator, a recuperation unit, a low-temperature separation unit with a low-temperature separator and a fractionation unit, to increase the output of gas condensate, which consists in installation between a fractionation unit equipped with an off-gas outlet and product output lines, and a low-temperature separation unit containing a reducing device and a low-temperature separator, a demethanizer equipped with a methane-containing gas outlet line and equipped with a heater connected to the inlet separation gas line before and after the recuperation unit, characterized in that an expander is placed as a reducing device, in front of which an expander is installed a separator, which is connected to the demethanizer by a hydrocarbon condensate supply line with a reducing device, a low-temperature separator is connected to a demethanizer by a hydrocarbon condensate supply line, with this ohm, the top of the demethanizer is connected to the low-temperature separator by the methane-containing gas supply line, and the bottom of the demethanizer is connected to the fractionation unit by the demethanized condensate supply line, in addition, the inlet separation gas line in front of the recuperation unit is divided into three lines: the supply line of a part of the inlet separation gas to the heater, the supply line part of the inlet separation gas to the recuperation unit and the process gas line, on which a heat exchanger "process gas / part of the low-temperature separation gas" and a compressor connected to the expander are installed, whereby propane-butane fraction and gas condensate are obtained as products.
RU2021106270A 2021-03-10 2021-03-10 Method for reconstruction of low-temperature gas separation unit to increase in yield of gas condensate (options) RU2758754C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021106270A RU2758754C1 (en) 2021-03-10 2021-03-10 Method for reconstruction of low-temperature gas separation unit to increase in yield of gas condensate (options)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021106270A RU2758754C1 (en) 2021-03-10 2021-03-10 Method for reconstruction of low-temperature gas separation unit to increase in yield of gas condensate (options)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2758754C1 true RU2758754C1 (en) 2021-11-01

Family

ID=78466784

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2021106270A RU2758754C1 (en) 2021-03-10 2021-03-10 Method for reconstruction of low-temperature gas separation unit to increase in yield of gas condensate (options)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2758754C1 (en)

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080271480A1 (en) * 2005-04-20 2008-11-06 Fluor Technologies Corporation Intergrated Ngl Recovery and Lng Liquefaction
US8919148B2 (en) * 2007-10-18 2014-12-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
RU2683091C1 (en) * 2017-10-27 2019-03-26 Ассоциация инженеров-технологов нефти и газа "Интегрированные технологии" Method of updating installation for low-temperature gas separation
RU2701018C2 (en) * 2014-09-30 2019-09-24 Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк Method for increasing output of ethylene and propylene in propylene production plant
RU2718073C1 (en) * 2019-11-21 2020-03-30 Андрей Владиславович Курочкин Method of reconstructing a low-temperature gas separation apparatus with preventing the formation of flare gases
RU2726369C1 (en) * 2019-02-04 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature dephlegmation with rectification plant for production of hydrocarbons c2+ from main natural gas (versions)
RU2730291C1 (en) * 2019-12-24 2020-08-21 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment
RU2731709C1 (en) * 2020-01-20 2020-09-08 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature fractionation unit for deethanization of main gas with generation of lng
RU2734237C1 (en) * 2020-01-27 2020-10-13 Андрей Владиславович Курочкин Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080271480A1 (en) * 2005-04-20 2008-11-06 Fluor Technologies Corporation Intergrated Ngl Recovery and Lng Liquefaction
US8919148B2 (en) * 2007-10-18 2014-12-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
RU2701018C2 (en) * 2014-09-30 2019-09-24 Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк Method for increasing output of ethylene and propylene in propylene production plant
RU2683091C1 (en) * 2017-10-27 2019-03-26 Ассоциация инженеров-технологов нефти и газа "Интегрированные технологии" Method of updating installation for low-temperature gas separation
RU2726369C1 (en) * 2019-02-04 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature dephlegmation with rectification plant for production of hydrocarbons c2+ from main natural gas (versions)
RU2718073C1 (en) * 2019-11-21 2020-03-30 Андрей Владиславович Курочкин Method of reconstructing a low-temperature gas separation apparatus with preventing the formation of flare gases
RU2730291C1 (en) * 2019-12-24 2020-08-21 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment
RU2731709C1 (en) * 2020-01-20 2020-09-08 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature fractionation unit for deethanization of main gas with generation of lng
RU2734237C1 (en) * 2020-01-27 2020-10-13 Андрей Владиславович Курочкин Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2668896C1 (en) Plant for the deethanization of natural gas (options)
JP4452239B2 (en) Hydrocarbon separation method and separation apparatus
RU2662814C2 (en) Improved hydrogen extraction
RU2718073C1 (en) Method of reconstructing a low-temperature gas separation apparatus with preventing the formation of flare gases
RU2382301C1 (en) Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas
RU2012106137A (en) METHOD FOR CLEANING MULTI-PHASE HYDROCARBON FLOW AND PURPOSE FOR THIS INSTALLATION
EA022672B1 (en) Hydrocarbon gas processing
RU2717668C1 (en) Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment and production of lng
RU2017126023A (en) HEAVY-HYDROCARBON REMOVAL SYSTEM FOR LIQUIDATION OF THE POOLED NATURAL GAS
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
RU2758754C1 (en) Method for reconstruction of low-temperature gas separation unit to increase in yield of gas condensate (options)
RU2439452C1 (en) Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas
RU2699913C1 (en) Ltdr plant for integrated non-waste field gas treatment (versions)
RU2718074C1 (en) Method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit
RU2640969C1 (en) Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation
RU2714486C1 (en) Method of reconstructing a lts plant in order to avoid the formation of flare gases (versions)
RU2758364C1 (en) Method for reconstruction of a low-temperature gas separation plant for the production of liquefied natural gas (options)
RU2743127C1 (en) Plant for integrated gas preparation and production of liquefied natural gas by low-temperature fractionation
RU2729427C1 (en) Oil-associated gas processing plant for obtaining natural gas liquids (embodiments)
RU2523315C2 (en) Associated petroleum gas utilisation plant
RU2758362C1 (en) Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas
RU2753751C1 (en) Complex gas treatment plant with increased extraction of gas condensate
RU2753755C1 (en) Integrated gas treatment plant with increased gas condensate extraction
RU2718398C1 (en) Method of preparing associated petroleum gas for transportation