RU2781149C1 - Method for compressing the stripped gas (variants) - Google Patents
Method for compressing the stripped gas (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2781149C1 RU2781149C1 RU2021139568A RU2021139568A RU2781149C1 RU 2781149 C1 RU2781149 C1 RU 2781149C1 RU 2021139568 A RU2021139568 A RU 2021139568A RU 2021139568 A RU2021139568 A RU 2021139568A RU 2781149 C1 RU2781149 C1 RU 2781149C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- stripped gas
- stripped
- compression
- stream
- Prior art date
Links
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 86
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 39
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 239
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 9
- 235000009825 Annona senegalensis Nutrition 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 3
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 2
- 238000011068 load Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к технике и технологии низкотемпературной переработки газа и может быть использовано на газоперерабатывающих заводах и заводах сжиженного природного газа, где компримируется отбензиненный газ.The present invention relates to the technique and technology of low-temperature gas processing and can be used at gas processing plants and liquefied natural gas plants, where stripped gas is compressed.
Известен способ компримирования газа (см. евразийский патент №4469, F25J 3/02, опуб. 29.04.2004), согласно которому остаточный (отбензиненный) газ нагревают в теплообменнике, после чего подвергают первому сжатию в первом компрессоре, соединенном с турбиной, для получения сжатой фракции, которую подвергают второму сжатию во втором компрессоре, питаемом газовой турбиной, для получения другой сжатой фракции, которую затем охлаждают воздухом в воздушном холодильнике для получения сжатой и охлажденной фракции остаточного газа.A known method of gas compression (see Eurasian patent No. 4469, F25J 3/02, pub. 04/29/2004), according to which the residual (leaned) gas is heated in a heat exchanger, and then subjected to the first compression in the first compressor connected to the turbine, to obtain a compressed fraction which is subjected to a second compression in a second compressor fed by a gas turbine to obtain another compressed fraction which is then air-cooled in an air cooler to obtain a compressed and cooled residual gas fraction.
Недостатком известного способа является отсутствие охлаждения отбензиненного газа после первого сжатия в первом компрессоре, соединенным с турбиной, что приводит к бесконтрольному росту температуры компримируемого газа в случае открытия антипомпажной линии и снижает надежность работы компрессорного оборудования. Также недостатком известного способа является более высокая стоимость ректификационной колонны (деметанизатора), так как ее расчетное давление определяется технологическим режимом при неработающем компрессорном оборудовании, соединенным с турбиной детандера, когда отсутствие работы компрессорного оборудования требуется компенсировать более высоким давлением в деметанизаторе.The disadvantage of the known method is the lack of cooling of the stripped gas after the first compression in the first compressor connected to the turbine, which leads to an uncontrolled increase in the temperature of the compressed gas in the event of an anti-surge line opening and reduces the reliability of the compressor equipment. Also, a disadvantage of the known method is the higher cost of the distillation column (demethanizer), since its design pressure is determined by the process mode with the compressor equipment inoperative, connected to the expander turbine, when the lack of operation of the compressor equipment needs to be compensated by a higher pressure in the demethanizer.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ компримирования отбензиненного газа (см. патент РФ на изобретение №2626270, F25J 3/00, опуб. 25.07.2017), включающий нагрев отбензиненного газа, полученного путем выделения углеводородов С2+ выше из осушенного газа при его низкотемпературной конденсации, детандировании и ректификации, компримирование отбензиненного газа и охлаждение отбензиненного газа, при этом перед компримированием отбензиненного газа отбирают часть нагретого потока отбензиненного газа и осуществляют его параллельное компримирование, после чего потоки скомпримированного отбензиненного газа соединяют и направляют на охлаждение.The closest in technical essence and the achieved result is a method for compressing the stripped gas (see RF patent for the invention No. 2626270, F25J 3/00, pub. 07/25/2017), including heating the stripped gas obtained by separating hydrocarbons С 2+ above from the dried gas during its low-temperature condensation, expansion and rectification, compression of the stripped gas and cooling of the stripped gas, at that, before compressing the stripped gas, a part of the heated stream of the stripped gas is taken and its parallel compression is carried out, after which the streams of the compressed stripped gas are combined and sent for cooling.
Общими признаками известного и предлагаемого способа являются:Common features of the known and proposed method are:
- нагрев отбензиненного газа в рекуперативном теплообменнике полученного путем выделения углеводородов С2+выше из осушенного газа при его низкотемпературной конденсации, детандировании и ректификации;- heating of the stripped gas in a recuperative heat exchanger obtained by separating hydrocarbons С 2+ above from the dried gas during its low-temperature condensation, expansion and rectification;
- разделение нагретого потока отбензиненного газа на две части;- separation of the heated stream of stripped gas into two parts;
- компримирование первой и второй части потока отбензиненного газа;- compression of the first and second parts of the stripped gas stream;
- охлаждение отбензиненного газа.- cooling of stripped gas.
Недостатком известного способа является невозможность организации поддержания приемлемой температуры в компрессорном оборудовании при открытии антипомпажной линии ввиду отсутствия охлаждения первого потока отбензиненного газа после компримирования до его объединения со второй частью потока отбензиненного газа, что приводит к бесконтрольному увеличению температуры компримируемого отбензиненного газа и, как следствие, снижению надежности работы компрессорного оборудования.The disadvantage of the known method is the impossibility of maintaining an acceptable temperature in the compressor equipment when opening the anti-surge line due to the lack of cooling of the first stream of offgas after compression until it is combined with the second part of the stream of offgas, which leads to an uncontrolled increase in the temperature of the compressed offgas and, as a result, a decrease in reliability of the compressor equipment.
Технический результат предлагаемого способа заключается в повышении надежности работы компрессорного оборудования и снижении эксплуатационных затрат.The technical result of the proposed method is to increase the reliability of the compressor equipment and reduce operating costs.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе компримирования отбензиненного газа по первому варианту, включающем нагрев отбензиненного газа, полученного путем выделения углеводородов С2+выше из осушенного газа при его низкотемпературной конденсации, детандировании и ректификации, разделение нагретого потока отбензиненного газа на две части, компримирование первой и второй части потока отбензиненного газа, охлаждение отбензиненного газа, согласно предлагаемому изобретению, после компримирования вторую часть потока отбензиненного газа охлаждают и затем объединяют с предварительно охлажденным после компримирования первым потоком отбензиненного газа, после чего объединенный поток отбензиненного газа направляют на дальнейшее использование.The specified technical result is achieved due to the fact that in the method of compression of the stripped gas according to the first variant, including heating the stripped gas obtained by separating hydrocarbons С 2+ above from the dried gas during its low-temperature condensation, expansion and rectification, the division of the heated stream of stripped gas into two parts, compression of the first and second part of the strip gas stream, cooling of the strip gas, according to the invention, after compression, the second part of the strip gas stream is cooled and then combined with the first strip gas stream pre-cooled after compression, after which the combined strip gas stream is sent for further use .
Кроме того, компримирование второй части потока отбензиненного газа осуществляют, по меньшей мере, в две ступени с использованием промежуточного охлаждения между ступенями.In addition, the compression of the second part of the stripped gas stream is carried out in at least two stages using intermediate cooling between the stages.
Кроме того, компримирование первой части потока отбензиненного газа осуществляют, по меньшей мере, в две ступени.In addition, the compression of the first part of the stripped gas stream is carried out in at least two stages.
Кроме этого, между ступенями компримирования первой части потока отбензиненного газа осуществляют его охлаждение.In addition, between the compression stages of the first part of the stripped gas flow, it is cooled.
Кроме этого, детандирование осушенного газа осуществляют по меньшей мере в две ступени с промежуточной сепарацией между ступенями.In addition, the expansion of the dried gas is carried out in at least two stages with intermediate separation between the stages.
Также указанный технический результат достигается тем, что в способе компримирования отбензиненного газа по второму варианту, включающем нагрев отбензиненного газа, полученного путем выделения углеводородов С2+выше из осушенного газа при его низкотемпературной конденсации, детандировании и ректификации, разделение нагретого потока отбензиненного газа на две части, компримирование первой и второй части потока отбензиненного газа, охлаждение отбензиненного газа, согласно предлагаемому изобретению, компримирование второй части потока отбензиненного газа осуществляют, по меньшей мере, в две ступени, при этом часть предварительно охлажденного после компримирования первого потока отбензиненного газа соединяют со второй частью потока отбензиненного газа, выходящего из первой ступени компримирования, после чего объединенный поток отбензиненного газа подают на вторую ступенью компримирования и после охлаждения направляют на дальнейшее использование.Also, the specified technical result is achieved by the fact that in the method of compressing the stripped gas according to the second variant, including heating the stripped gas obtained by separating C 2+ higher hydrocarbons from the dried gas during its low-temperature condensation, expansion and rectification, dividing the heated stream of stripped gas into two parts , compression of the first and second part of the stripped gas stream, cooling of the stripped gas, according to the invention, compression of the second part of the stripped gas stream is carried out in at least two stages, while part of the pre-cooled after compression of the first stripped gas stream is connected to the second part of the stream stripped gas leaving the first compression stage, after which the combined stream of stripped gas is fed to the second compression stage and, after cooling, is sent for further use.
Охлаждение второй части потока отбензиненного газа после его компримирования и его последующее объединение с уже предварительно охлажденным после компримирования первым потоком отбензиненного газа по первому и второму варианту предлагаемого способа позволяет за счет раздельного охлаждения первой и второй части потока отбензиненного газа избежать бесконтрольного роста температуры компримируемого газа в компрессорном оборудовании и, тем самым, повысить надежность его работы.The cooling of the second part of the stripped gas stream after its compression and its subsequent combination with the first stream of stripped gas already pre-cooled after compression according to the first and second versions of the proposed method allows, due to separate cooling of the first and second parts of the stripped gas stream, to avoid an uncontrolled increase in the temperature of the compressed gas in the compressor room. equipment and thereby improve the reliability of its operation.
Компримирование второй части потока отбензиненного газа в две или более ступени с использованием, при необходимости, промежуточного охлаждения между ступенями позволяет снизить удельную нагрузку на компримирование и увеличить расход второй части потока отбензиненного газа, а также снизить затраты на компримирование.Compressing the second part of the stripped gas stream in two or more stages, using, if necessary, intermediate cooling between the stages, can reduce the specific compression load and increase the consumption of the second part of the stripped gas stream, as well as reduce compression costs.
Детандирование осушенного газа в две или более ступени с промежуточной сепарацией между ступенями позволяет достигать при необходимости более высокую степень сжатия газа, а также снизить удельную нагрузку на компримирование и энергетические затраты на компримирование.Expanding the dry gas in two or more stages with intermediate separation between the stages allows to achieve, if necessary, a higher degree of gas compression, as well as to reduce the specific compression load and energy costs for compression.
Таким образом, заявляемая совокупность признаков предлагаемого способа по первому и второму варианту позволяет повысить надежность работы компрессорного оборудования, снизить эксплуатационные затраты на компримирование, а также за счет постоянного давления в деметанизаторе независимо от работы компрессорного оборудования позволяет снизить массу деметанизатора и, как следствие, капитальные затраты.Thus, the claimed set of features of the proposed method according to the first and second options makes it possible to increase the reliability of the compressor equipment, reduce the operating costs for compression, and also, due to the constant pressure in the demethanizer, regardless of the operation of the compressor equipment, makes it possible to reduce the mass of the demethanizer and, as a result, capital costs .
На рисунках 1-7 представлены возможные варианты установки низкотемпературной переработки газа, на которых осуществляется предлагаемый способ, где на фиг. 1-6 представлен предлагаемый способ компримирования отбензиненного газа по первому варианту, а на фиг. 7 - предлагаемый способ по второму варианту.Figures 1-7 show possible options for a low-temperature gas processing unit, on which the proposed method is carried out, where in Fig. 1-6 shows the proposed method for compressing the stripped gas according to the first variant, and Fig. 7 - the proposed method according to the second variant.
Установка по первому варианту предлагаемого способа включает (см. рис. 1) трубопровод подачи осушенного газа в рекуперативный теплообменник 1, соединенный с сепаратором 2, выход верхнего потока из которого соединен с турбодетандерным агрегатом (далее по тексту - ТДА) 3 и далее с деметанизатором 4, а выход нижнего продукта из сепаратора 2 соединен с дросселем 5 и далее с деметанизатором 4.The installation according to the first version of the proposed method includes (see Fig. 1) a pipeline for supplying dried gas to a
Деметанизатор 4 снабжен в верхней части выходом отбензиненного газа, а в нижней части - выходом фракции С2+выше. В нижней части деметанизатора установлен ребойлер 6.The
Выход отбензиненного газа из деметанизатора 4 соединен с рекуперативным теплообменником 7 и далее с рекуперативным теплообменником 1.The outlet of the stripped gas from the
Выход отбензиненного газа из рекуперативного теплообменника 1 соединен с компрессорной частью 8 ТДА 3 для подачи первой части потока отбензиненного газа на компримирование, а также соединен с компрессором 9 для подачи второй части потока отбензиненного газа на компримирование.The outlet of the stripped gas from the
Выход первой части потока отбензиненного газа из компрессорной части 8 ТДА 3 соединен с аппаратом воздушного охлаждения (далее по тексту - АВО) 10 и далее с трубопроводом 11 для отвода газа на дальнейшее использование.The outlet of the first part of the stream of stripped gas from the
Выход второй части потока отбензиненного газа из компрессора 9 соединен с АВО 12, затем с охлажденным первым потоком отбензиненного газа, выходящим из АВО 10, и далее с трубопроводом 11 для отвода газа на дальнейшее использование.The outlet of the second part of the stripped gas stream from the
Трубопровод 11 снабжен дополнительным отводом 13 отбензиненного газа, последовательно соединенным с рекуперативными теплообменниками 1 и 7, дросселем 14 и деметанизатором 4.The
Также трубопровод 11 снабжен антипомпажной линией (на рисунках 1-7 показано пунктиром) для возможности подачи газа с выкида компрессорной части 8 ТДА 3 на ее всас и поддержания необходимого давления газа на всасе.Also, the
Выход верхнего потока из сепаратора 2 может быть снабжен дополнительным отводом 15, соединенным с рекуперативным теплообменником 7, дросселем 16 и далее с деметанизатором 4.The outlet of the upper flow from the
При необходимости, установка может содержать несколько ступеней компримирования второй части потока отбензиненного газа с использованием промежуточного охлаждения между ступенями. На фиг. 2 показан вариант с двумя ступенями компримирования, где первая ступень компримирования содержит компрессор 9 и АВО 12, а вторая ступень компримирования содержит компрессор 17 и АВО 18.If necessary, the installation may contain several stages of compression of the second part of the stripped gas stream using intermediate cooling between the stages. In FIG. 2 shows a variant with two compression stages, where the first compression stage contains
При необходимости, установка может содержать несколько ступеней компримирования первой части потока отбензиненного газа. На фиг. 3 показан вариант с двумя ступенями компримирования отбензиненного газа в двух компрессорных частях 8 ТДА 3 (см. фиг. 3).If necessary, the installation may contain several stages of compression of the first part of the stripped gas stream. In FIG. Figure 3 shows a variant with two stages of strip gas compression in two
При необходимости, установка может быть снабжена дополнительным АВО 22, установленным между ступенями компримирования первой части потока отбензиненного газа (см. фиг. 4).If necessary, the unit can be equipped with an
Установка может быть снабжена по меньшей мере двумя ступенями детандирования осушенного газа с промежуточной сепарацией между ступенями. На фиг. 5 показан вариант, где первая ступень детандирования содержит компрессорную часть 8 и ТДА 3, а вторая ступень содержит компрессорную часть 19 и ТДА 20, между которыми установлен дополнительный сепаратор 21.The plant can be equipped with at least two dry gas expansion stages with intermediate separation between the stages. In FIG. 5 shows an option where the first stage of expansion contains the
На фиг. 6 показан вариант с двумя ступенями детандирования осушенного газа с использованием промежуточной сепарации между ступенями и двумя ступенями компримирования первого потока отбензиненного газа с использованием охлаждения между ступенями компримирования (см. фиг. 6).In FIG. 6 shows a variant with two stages of dry gas expansion using intermediate separation between stages and two stages of compression of the first strip gas stream using cooling between compression stages (see Fig. 6).
При наличии нескольких ступеней детандирования осушенного газа ТДА могут быть установлены на разных валах (см. фиг. 5) или на одном валу (на фиг. не показано).If there are several stages of dry gas expansion, TDA can be installed on different shafts (see Fig. 5) or on one shaft (not shown in Fig.).
Установка по второму варианту заявляемого способа (см. фиг. 7) снабжена отводом 23 части первого потока отбензиненного газа после его компримирования в компрессорной части 8 и охлаждения в АВО 10, который соединен со второй частью потока отбензиненного газа после его компримирования в компрессоре 9 перед компрессором 17.The installation according to the second variant of the proposed method (see Fig. 7) is equipped with an
Установка также снабжена всеми необходимыми запорно-регулирующими устройствами и насосным оборудованием (на фиг. не показаны).The plant is also equipped with all the necessary shut-off and control devices and pumping equipment (not shown in Fig.).
Способ по первому варианту осуществляется на установке следующим образом (см. фиг. 1-6).The method according to the first variant is carried out on the installation as follows (see Fig. 1-6).
Очищенный и осушенный газ поступает на установку низкотемпературной переработки в рекуперативный теплообменник 1 для его охлаждения и частичной конденсации за счет теплообмена с потоком отбензиненного газа. Частично сконденсированный газ из рекуперативного теплообменника 1 направляется в сепаратор 2, в котором происходит разделение газа и низкотемпературного конденсата. Далее низкотемпературный конденсат из сепаратора 2 дросселируется в дросселе 5 и направляется в деметанизатор 4, а газ направляется в ТДА 3 и далее в деметанизатор 4.The purified and dried gas enters the low-temperature processing unit into the
При необходимости высокой степени извлечения углеводородов С2+выше (или С3+выше) часть газа из сепаратора 2, минуя ТДА 3, может по дополнительному отводу 15 направляться в рекуперативный теплообменник 7 на охлаждение и конденсацию и далее подаваться на орошение деметанизатора 4.If a high degree of extraction of hydrocarbons С2 +higher (or С3+higher ) is required, part of the gas from the
В деметанизаторе 4 в качестве верхнего продукта получают отбензиненный газ, в качестве нижнего продукта - фракцию углеводородов С2+выше (или С3+выше), которую направляют на дальнейшую переработку.In the
Отбензиненный газ направляется в рекуперативный теплообменник 7, затем в рекуперативный теплообменник 1, в которых поток отбензиненного газа нагревается, после чего нагретый поток отбензиненного газа разделяется на два потока.The stripped gas is sent to the
Первая часть потока отбензиненного газа направляется на компримирование в компрессорную часть 8 ТДА 3. Мощность компрессорной части 8 ТДА 3 определяется количеством энергии, вырабатываемой за счет снижения давления газа в ТДА 3. Отбензиненный газ в компрессорной части 8 ТДА 3 сжимается (компримируется) до требуемого давления. Доля газа, направляемого в компрессорную часть 8 ТДА 3, определяется исходя из количества энергии вырабатываемой при снижении давления газа в ТДА 3, таким образом, чтобы давление отбензиненного газа после компрессорной части 8 ТДА 3 соответствовало требуемому давлению.The first part of the stripped gas flow is sent for compression to the
Вторая часть потока отбензиненного газа поступает на компримирование в компрессор 9. Количество этого потока составляет не менее 15% и не более 85% от всего потока отбензиненного газа и определяется расчетным путем в зависимости от:The second part of the stripped gas flow enters the
- мощности ТДА 3, определяемой требуемой степенью извлечения углеводородов С2+выше (или С3+выше) (чем выше степень извлечения углеводородов С2+выше (или С3+выше), тем выше мощность ТДА 3 и тем большее количество отбензиненного газа направляется в компрессорную часть 8 ТДА 3 и меньшее количество отбензиненного газа направляется на компримирование в компрессор 9);- power of
- степени сжатия компрессора (абсолютное давление после компрессора деленное на абсолютное давление до компрессора), определяемой требуемым давлением товарного отбензиненного газа. Компримирование второй части потока отбензиненного газа целесообразно при степени сжатия компрессора отбензиненного газа от 1,2 до 4.- compressor compression ratio (absolute pressure after the compressor divided by absolute pressure before the compressor), determined by the required pressure of commercial stripped gas. Compressing the second part of the stripped gas stream is expedient when the compression ratio of the stripped gas compressor is from 1.2 to 4.
Вторая часть потока отбензиненного газа компримируется компрессором 9 до требуемого давления товарного отбензиненного газа, соответствующего давлению первой части отбензиненного газа, выходящей из компрессорной части 8 ТДА 3. После компрессора 9 вторая часть потока отбензиненного газа охлаждается в АВО 12 и объединяется с уже предварительно охлажденной в АВО 10 первой частью потока скомпримированного газа. Далее объединенный поток отбензиненного газа по трубопроводу 11 направляется на дальнейшее использование.The second part of the stripped gas stream is compressed by the
При необходимости высокой степени извлечения углеводородов С2+выше (или С3+выше) часть потока отбензиненного газа через отвод 13 может направляться на охлаждение в рекуперативные теплообменники 1, 7 и далее через дроссель 14 подаваться на орошение деметанизатора 4, что позволяет отводить часть отбензиненного газа на охлаждение и конденсацию, чтобы потом использовать сконденсированный поток в качестве орошения деметанизатора для увеличения извлечения целевых углеводородов.If a high degree of extraction of hydrocarbons C 2+ above (or C 3 + above ) is required, a part of the stream of stripped gas through the
В случае, если компримирование второй части потока отбензиненного газа невозможно или нецелесообразно будет проводить в одну ступень, то осуществляют компримирование второй части потока отбензиненного газа, по меньшей мере, в две ступени с использованием промежуточного охлаждения между ступенями (см. фиг. 2). Компримирование отбензиненного газа в две или более ступени зависит от того, насколько сильно увеличивается температура потока отбензиненного газа при его компримировании и возможно ли будет провести предварительное охлаждение этого потока при его компримировании в две или более ступеней.If the compression of the second part of the stripped gas stream is impossible or impractical to be carried out in one stage, then the second part of the stripped gas stream is compressed in at least two stages using intermediate cooling between the stages (see Fig. 2). The compression of the lean gas in two or more stages depends on how much the temperature of the lean gas stream increases during its compression and whether it will be possible to pre-cool this stream when it is compressed in two or more stages.
В случае, если компримирование первой части потока отбензиненного газа невозможно или нецелесообразно будет проводить в одну ступень, то осуществляют компримирование первой части потока отбензиненного газа, по меньшей мере, в две ступени (см. фиг. 3). При необходимости, после каждой ступени компримирования первой части потока отбензиненного газа осуществляют его охлаждение (см. фиг. 4).If the compression of the first part of the stripped gas stream is impossible or impractical to be carried out in one stage, then the first part of the stripped gas stream is compressed in at least two stages (see Fig. 3). If necessary, after each stage of compression of the first part of the stripped gas stream, it is cooled (see Fig. 4).
В случае необходимости (когда использовать одну ступень технически невозможно или нецелесообразно), детандирование осушенного газа осуществляют по меньшей мере в две ступени с промежуточной сепарацией между ступенями (см. фиг. 5).If necessary (when it is technically impossible or impractical to use one stage), the dried gas is expanded in at least two stages with intermediate separation between the stages (see Fig. 5).
В случае необходимости (когда использовать одну ступень технически невозможно или нецелесообразно), детандирование осушенного газа по меньшей мере в две ступени и компримирование первого потока отбензиненного газа по меньшей мере в две ступени могут осуществлять одновременно с использованием промежуточной сепарации между ступенями детандирования и охлаждения между ступенями компримирования (см. фиг. 6).If necessary (when it is technically impossible or impractical to use one stage), the expansion of the dried gas in at least two stages and the compression of the first stripped gas stream in at least two stages can be carried out simultaneously using intermediate separation between the expansion stages and cooling between the compression stages. (see Fig. 6).
Способ по второму варианту осуществляется на установке следующим образом (см. фиг. 7).The method according to the second variant is carried out on the installation as follows (see Fig. 7).
Очищенный и осушенный газ поступает на установку низкотемпературной переработки в рекуперативный теплообменник 1 для его охлаждения и частичной конденсации за счет теплообмена с потоком отбензиненного газа. Частично сконденсированный газ из рекуперативного теплообменника 1 направляется в сепаратор 2, в котором происходит разделение газа и низкотемпературного конденсата. Далее низкотемпературный конденсат из сепаратора 2 дросселируется в дросселе 5 и направляется в деметанизатор 4, а газ направляется в ТДА 3 и далее в деметанизатор 4.The purified and dried gas enters the low-temperature processing unit into the
При необходимости высокой степени извлечения углеводородов С2+выше (или С3+выше) часть газа из сепаратора 2, минуя ТДА 3, может по дополнительному отводу 15 направляться в рекуперативный теплообменник 7 на охлаждение и конденсацию и далее подаваться на орошение деметанизатора 4.If a high degree of extraction of hydrocarbons С2 +higher (or С3+higher ) is required, part of the gas from the
В деметанизаторе 4 в качестве верхнего продукта получают отбензиненный газ, в качестве нижнего продукта - фракцию углеводородов С2+выше (или С3+выше), которую направляют на дальнейшую переработку.In the
Отбензиненный газ направляется в рекуперативный теплообменник 7, затем в рекуперативный теплообменник 1, в которых поток отбензиненного газа нагревается, после чего нагретый поток отбензиненного газа разделяется на два потока.The stripped gas is sent to the
Первая часть потока отбензиненного газа направляется на компримирование в компрессорную часть 8 ТДА 3, в которой сжимается (компримируется) до требуемого давления и далее поступает на охлаждение в АВО 10.The first part of the stripped gas flow is sent for compression to the
Вторая часть потока отбензиненного газа поступает на компримирование в компрессор 9, в котором компримируется до требуемого давления товарного отбензиненного газа, соответствующего давлению первой части отбензиненного газа, выходящей из компрессорной части 8 ТДА 3.The second part of the stripped gas flow enters the
После охлаждения в АВО 10 первая часть потока отбензиненного газа разделяется на два потока, один из которых направляется в рекуперативный теплообменник 1, затем в рекуперативный теплообменник 7 и далее через дроссель 14 поступает в верхнюю часть деметанизатора 4, а другой поток по отводу 23 соединяется со второй частью потока отбензиненного газа, выходящего из компрессора 9, после чего объединенный поток направляется на компримирование в компрессор 17, затем охлаждается в АВО 12 и далее по трубопроводу 11 направляется на дальнейшее использование.After cooling in
Для примеров были использованы расчетные схемы процесса низкотемпературной переработки газа с рассчитанными данными, полученными с использованием компьютерной моделирующей программы HYSYS.For examples, calculation schemes of the process of low-temperature gas processing were used with calculated data obtained using the HYSYS computer simulation program.
Для определения расхода потоков отбензиненного газа, направляемых в компрессорную часть ТДА и на компримирование в компрессор, использовались следующие исходные данные:To determine the flow rate of stripped gas flows sent to the TDA compressor part and for compression into the compressor, the following initial data were used:
- определялись параметры газа на входе ТДА (температура, давление, расход, состав) путем измерений или расчета предыдущих технологических стадий;- gas parameters at the TDA inlet (temperature, pressure, flow rate, composition) were determined by measuring or calculating previous technological stages;
- подбиралось давление на выходе ТДА, исходя из требуемой степени отбензинивания газа;- the pressure at the TDA outlet was selected based on the required degree of gas stripping;
- рассчитывалась мощность ТДА по параметрам газа на входе ТДА и выходе из него;- the TDA power was calculated according to the gas parameters at the TDA inlet and outlet;
- моделировалась переработка газа и выделившегося из него конденсата в деметанизаторе, исходя из требования к степени отбензинивания газа и требований к жидким продуктам установки переработки газа;- the processing of gas and the condensate released from it in the demethanizer was modeled, based on the requirement for the degree of gas stripping and the requirements for liquid products of the gas processing unit;
- моделировалась рекуперация холода отбензиненного газа, исходя из результатов моделирования деметанизатора и требований к охлаждению перерабатываемого сырьевого газа в результате рекуперации холода;- Waste gas cold recovery was simulated based on the results of the demethanizer simulation and the requirements for cooling the processed feed gas as a result of cold recovery;
- рассчитывалось требуемое давление на выходе компрессоров отбензиненного газа, исходя из требований к товарному отбензиненному газу и возможным потерям его давления;- the required pressure at the outlet of the stripped gas compressors was calculated based on the requirements for commercial stripped gas and its possible pressure losses;
- рассчитывалось количество газа, компримируемого компрессором, связанным с ТДА, исходя из рассчитанной мощности ТДА, параметров отбензиненного газа по результатам расчета рекуперации холода отбензиненного газа, требуемому давлению газа после компримирования;- the amount of gas compressed by the compressor associated with the TDA was calculated based on the calculated capacity of the TDA, the parameters of the stripped gas based on the results of calculating the cold recovery of the stripped gas, the required gas pressure after compression;
- доля газа, направляемого в компрессорную часть ТДА, определялась как отношение количества газа, компримируемого этим компрессором, к общему количеству отбензиненного газа. Пример 1 (см. фиг. 1).- the proportion of gas sent to the compressor part of the TDA was determined as the ratio of the amount of gas compressed by this compressor to the total amount of stripped gas. Example 1 (see Fig. 1).
Очищенный и осушенный газ с температурой 22°С и давлением 6,47 МПа изб. (далее везде давление приводится избыточное) в количестве 800750 кг/ч направлялся в рекуперативный теплообменник 1, в котором газ охлаждался до температуры минус 31,5°С и частично конденсировался за счет теплообмена с потоком отбензиненного газа. Частично сконденсированный газ из рекуперативного теплообменника 1 затем направлялся в сепаратор 2, в котором при температуре минус 31,5°С и давлении 6,42 МПа от газа отделялся низкотемпературный конденсат.Purified and dried gas with a temperature of 22°C and a pressure of 6.47 MPa g. (hereinafter, excess pressure is given everywhere) in the amount of 800750 kg/h was sent to the
Низкотемпературный конденсат из сепаратора 2 в количестве 27526,97 кг/ч дросселировался до давления 4,3 МПа и далее с температурой минус 43,79°С направлялся в деметанизатор 4.Low-temperature condensate from
Газ из сепаратора 2 в количестве 773223,03 кг/ч поступал в ТДА 3, в котором в результате расширения газа температура и давление газа снижалась. Мощность ТДА 3 при этом составляла 20330,0 кВт. Газ из ТДА 3 с температурой минус 50,26°С и давлением 4,3 МПа далее направлялся в деметанизатор 4.Gas from
С верха деметанизатора 4 отбензиненный газ в количестве 762620,77 кг/ч с температурой минус 50,31°С и давлением 4,3 МПа направлялся в рекуперативный теплообменник 7, затем в рекуперативный теплообменник 1. После нагрева отбензиненный газ с температурой 13,37°С и давлением 4,18 МПа разделялся на две части.From the top of the
Первая часть потока отбензиненного газа в количестве 648227,7 кг/ч поступала на всас компрессорной части 8 ТДА 3, где компримировалась до требуемого давления товарного отбензиненного газа 7,5 МПа. После этого газ охлаждался в АВО 10 до температуры 25°С.The first part of the stream of stripped gas in the amount of 648227.7 kg/h was supplied to the suction of the
Вторая часть потока отбензиненного газа в количестве 114393,1 кг/ч направлялась на компримирование в компрессор 9. Мощность компрессора 9 составляла 3587,6 кВт, степень сжатия компрессора 1,8. Отбензиненный газ компримировался до давления 7,5 МПа, после чего с температурой 66,04°С поступал в АВО 12 на охлаждение до 25°С и далее объединялся с уже охлажденной первой частью потока отбензиненного газа. Объединенный поток отбензиненного газа в количестве 762620,77 кг/ч с температурой 25°С и давлением 7,5 МПа далее направлялся по дальнейшему назначению.The second part of the stripped gas stream in the amount of 114393.1 kg/h was sent for compression to the
С нижней части деметанизатора 4 поток углеводородов С2+выше в количестве 41130,0 кг/ч с температурой 30,38°С и давлением 4,35 МПа поступал в ребойлер 6, после которого часть потока в количестве 21863,41 кг/ч возвращалась в деметанизатор 4 для подогрева нижней части колонны, а другая часть потока в количестве 19266,59 кг/ч с температурой 99°С и давлением 4,35 МПа направлялась на дальнейшую переработку. Степень извлечения углеводородов С2+выше по данному варианту составила 36%.From the bottom of the
Пример 2 (см. фиг. 2).Example 2 (see Fig. 2).
Очищенный и осушенный газ с температурой 22°С и давлением 6,47 МПа изб. в количестве 800750 кг/ч поступал в рекуперативный теплообменник 1, в котором охлаждался до температуры минус 31,5°С и частично конденсировался за счет теплообмена с потоком отбензиненного газа. Частично сконденсированный газ из рекуперативного теплообменника 1 направлялся в сепаратор 2, в котором при температуре минус 31,5°С и давлении 6,42 МПа от газа отделялся низкотемпературный конденсат.Purified and dried gas with a temperature of 22°C and a pressure of 6.47 MPa g. in the amount of 800750 kg/h entered the
Низкотемпературный конденсат из сепаратора 2 в количестве 27526,97 кг/ч дросселировался до давления 3,0 МПа и с температурой минус 43,79°С направлялся в деметанизатор 4.Low-temperature condensate from
Газ из сепаратора 2 в количестве 773223,03 кг/ч поступал в ТДА 3. Мощность ТДА 3 составляла 11055,0 кВт. В результате расширения газа в ТДА 3 температура и давление газа снижались. Газ из ТДА 3 с температурой минус 68,76°С и давлением 3,0 МПа далее направлялся в деметанизатор 4.The gas from the
С верха деметанизатора 4 отбензиненный газ в количестве 746015,16 кг/ч с температурой минус 67°С и давлением 3,0 МПа направлялся в рекуперативные теплообменники 7 и 1 для нагрева, после чего с температурой 8,24°С и давлением 2,88 МПа разделялся на две части.From the top of the
Первая часть потока отбензиненного газа в количестве 111902,3 кг/ч поступала на всас компрессорной части 8 ТДА 3, где компримировалась до требуемого давления товарного отбензиненного газа, которое составляло 13,5 МПа. После чего газ охлаждался в АВО 10 до температуры 25°С.The first part of the stream of stripped gas in the amount of 111902.3 kg/h was supplied to the suction of the
Вторая часть потока отбензиненного газа в количестве 634112,9 кг/ч направлялась на компримирование в две ступени. Мощность компрессоров каждой ступени компримирования составляла 31322,5 кВт. Отбензиненный газ на выходе второй ступени компримирования с давлением 13,5 МПа и температурой 155,52°С поступал в АВО 18 на охлаждение до температуры 25°С, после чего объединялся с охлажденной первой частью потока отбензиненного газа и далее объединенный поток в количестве 746015,16 кг/ч с температурой 25°С и давлением 13,5 МПа направлялся по дальнейшему назначению.The second part of the stripped gas stream in the amount of 634112.9 kg/h was sent for compression in two stages. The compressor power of each compression stage was 31322.5 kW. The stripped gas at the outlet of the second stage of compression with a pressure of 13.5 MPa and a temperature of 155.52°C entered
С нижней части деметанизатора 4 поток углеводородов С2+выше в количестве 156569,85 кг/ч с температурой 73,24°С и давлением 3,05 МПа направлялся в ребойлер 6, после которого часть потока в количестве 98835 кг/ч возвращалась в деметанизатор 4 для подогрева нижней части колонны, а другая часть потока в количестве 57734,83 кг/ч с температурой 99°С и давлением 3,05 МПа направлялась на дальнейшую переработку. Степень извлечения углеводородов С2+выше по данному варианту составила 51,6%.From the lower part of the
Пример 3 (см. фиг. 3-6).Example 3 (see Fig. 3-6).
Очищенный и осушенный газ с температурой 22°С и давлением 6,47 МПа изб. в количестве 800750 кг/ч поступал в рекуперативный теплообменник 1, в котором газ охлаждался до температуры минус 31,5°С и частично конденсировался за счет теплообмена с потоком отбензиненного газа. Частично сконденсированный газ из рекуперативного теплообменника 1 направлялся в сепаратор 2, в котором при температуре минус 31,5°С и давлении 6,42 МПа от газа отделялся низкотемпературный конденсат.Purified and dried gas with a temperature of 22°C and a pressure of 6.47 MPa g. in the amount of 800750 kg/h entered the
Низкотемпературный конденсат из сепаратора 2 в количестве 27526,97 кг/ч дросселировался до давления 4,3 МПа и с температурой минус 43,79°С направлялся в деметанизатор 4.Low-temperature condensate from
Газ из сепаратора 2 в количестве 773223,03 кг/ч направлялся в ТДА 3, в котором в результате расширения газа его температура снизилась до температуры минус 40,88°С, а давление составило 5,36 МПа. После ТДА 3 газ поступал на сепарацию в дополнительный сепаратор 21 для отделения от газа низкотемпературного конденсата, который затем соединялся с низкотемпературным конденсатом из сепаратора 2 и направлялся в нижнюю часть деметанизатора 4. Газ из дополнительного сепаратора 21 поступал в ТДА 20, после чего с температурой минус 50,26°С и давлением 4,3 МПа газ далее направлялся в деметанизатор 4. Мощность каждого ТДА при этом составляла 57522,8 кВт.Gas from
С верха деметанизатора 4 отбензиненный газ в количестве 762620,77 кг/ч с температурой минус 50,31°С и давлением 4,3 МПа направлялся в рекуперативные теплообменники 7 и 1, после чего нагретый поток отбензиненного газа с температурой 13,37°С и давлением 4,18 МПа разделялся на две части.From the top of the
Первая часть потока отбензиненного газа в количестве 533834,5 кг/ч поступала на первую ступень компримирования в компрессорную часть 8 ТДА 3, после чего с давлением 8,84 МПа направлялась в АВО 22 на охлаждение до температуры 25°С и далее поступала на вторую ступень компримирования в компрессорную часть 19 ТДА 20 для компримирования до требуемого давления товарного отбензиненного газа, которое составляло 13,5 МПа. После этого первая часть потока отбензиненного газа поступала АВО 10 для охлаждения до температуры 25°С.The first part of the stripped gas flow in the amount of 533834.5 kg/h entered the first stage of compression in the
Вторая часть потока отбензиненного газа в количестве 228786,2 кг/ч направлялась на компримирование в компрессор 9. Мощность компрессора 9 составляла 49305,3 кВт. Отбензиненный газ компримировался до давления 13,5 МПа, после чего с температурой 66,04°С поступал в АВО 12 на охлаждение до температуры 25°С и далее объединялся с первой частью потока отбензиненного газа, охлажденной в АВО 10. Объединенный поток отбензиненного газа в количестве 762620,77 кг/ч с температурой 25°С и давлением 13,5 МПа далее направлялся по назначению.The second part of the stripped gas stream in the amount of 228786.2 kg/h was sent for compression to the
С нижней части деметанизатора 4 поток углеводородов С2+выше в количестве 41130,0 кг/ч с температурой 30,38°С и давлением 4,35 МПа поступал в ребойлер 6, после которого часть потока в количестве 21863,41 кг/ч возвращалась в деметанизатор 4 для подогрева нижней части колонны, а другая часть потока в количестве 19266,59 кг/ч с температурой 99°С и давлением 4,35 МПа направлялась на дальнейшую переработку. Степень извлечения углеводородов С2+выше по данному варианту составила 36%. Пример 4 (см. фиг. 7).From the bottom of the
Очищенный и осушенный газ с температурой 22°С и давлением 6,47 МПа в количестве 800750 кг/ч поступал в рекуперативный теплообменник 1, в котором газ охлаждался до температуры минус 31,5°С и частично конденсировался за счет теплообмена с потоком отбензиненного газа. Частично сконденсированный газ из рекуперативного теплообменника 1 направлялся в сепаратор 2, в котором при температуре минус 31,5°С и давлении 6,42 МПа от газа отделялся низкотемпературный конденсат.Purified and dried gas with a temperature of 22°C and a pressure of 6.47 MPa in the amount of 800750 kg/h entered the
Низкотемпературный конденсат из сепаратора 2 в количестве 27526,97 кг/ч дросселировался до давления 4,3 МПа и с температурой минус 43,79°С направлялся в деметанизатор 4.Low-temperature condensate from
Газ из сепаратора 2 в количестве 773223,03 кг/ч поступал в ТДА 3. Мощность ТДА 3 составляла 397916,0 кВт. В результате расширения газа температура и давление газа снижались. Газ из ТДА 3 с температурой минус 50,26°С и давлением 4,3 МПа направлялся в деметанизатор 4.The gas from the
С верха деметанизатора 4 отбензиненный газ в количестве 898705,91 кг/ч с температурой минус 50,31°С и давлением 4,3 МПа направлялся в рекуперативные теплообменники 7 и 1, после чего нагретый отбензиненный газ с температурой 13,37°С и давлением 4,18 МПа разделялся на две части.From the top of the
Первая часть потока отбензиненного газа в количестве 517395,51 кг/ч поступала в компрессорную часть 8 ТДА 3, где компримировалась до давления 5,84 МПа, после чего направлялась на охлаждение в АВО 10 до температуры 25°С.The first part of the stream of stripped gas in the amount of 517395.51 kg/h entered the
Вторая часть потока отбензиненного газа в количестве 381310,4 кг/ч направлялась на первую ступень компримирования в компрессор 9. Мощность компрессора 9 составляла 44793,8 кВт.The second part of the stream of stripped gas in the amount of 381310.4 kg/h was sent to the first stage of compression in the
После охлаждения в АВО 10 первая часть потока отбензиненного газа в количестве 517395,51 кг/ч разделялась на два потока, один из которых в количестве 117222,5 кг/ч направлялся в рекуперативный теплообменник 1, затем рекуперативный теплообменник 7 и далее через дроссель 14 поступал в верхнюю часть деметанизатора 4, а другой поток в количестве 400173,01 кг/ч через отвод 23 соединялся со второй частью потока отбензиненного газа.After cooling in
После первой ступени компримирования вторая часть потока отбензиненного газа объединялась с частью охлажденного первого потока отбензиненного газа, подаваемого через отвод 23, после чего объединенный поток отбензиненного газа поступал на вторую ступень компримирования в компрессор 17. Мощность компрессора 17 составляла 74804,3 кВт. Скомпримированный до давления 7,5 МПа поток отбензиненного газа с температурой 66,04°С поступал в АВО 12 на охлаждение до 25°С и далее в количестве 781483,41 кг/ч с температурой 25°С и давлением 7,5 МПа направлялся по назначению.After the first compression stage, the second part of the lean gas stream was combined with a part of the cooled first lean gas stream supplied through the
С нижней части деметанизатора 4 поток углеводородов С2+выше в количестве 41130,0 кг/ч с температурой 30,38°С и давлением 4,35 МПа поступал в ребойлер 6, после которого часть потока в количестве 21863,41 кг/ч возвращалась в деметанизатор 4 для подогрева нижней части колонны, а другая часть потока в количестве 19266,59 кг/ч с температурой 99°С и давлением 4,35 МПа направлялась на дальнейшую переработку. Степень извлечения углеводородов С2+выше по данному варианту составила 36%.From the bottom of the
Таким образом, как видно из представленных примеров, предлагаемый способ компримирования отбензиненного газа позволяет по сравнению с прототипом повысить надежность работы компрессорного оборудования и снизить эксплуатационные затраты на компримирование.Thus, as can be seen from the examples presented, the proposed method for compressing stripped gas makes it possible, in comparison with the prototype, to increase the reliability of compressor equipment and reduce operating costs for compression.
Claims (6)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2781149C1 true RU2781149C1 (en) | 2022-10-06 |
Family
ID=
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2137066C1 (en) * | 1994-04-05 | 1999-09-10 | Би-Эйч-Пи-Петролиум ПТИ, Лтд. | Method of liquefaction of natural gas and device for realization of this method |
RU2141084C1 (en) * | 1995-10-05 | 1999-11-10 | Би Эйч Пи Петролеум ПТИ. Лтд. | Liquefaction plant |
RU2626270C1 (en) * | 2016-07-28 | 2017-07-25 | Акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (АО "НИПИгазпереработка") | Method of stripped gas compression |
RU2735753C2 (en) * | 2017-03-29 | 2020-11-06 | Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. | Parallel compression at lng units using double-stream compressor |
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2137066C1 (en) * | 1994-04-05 | 1999-09-10 | Би-Эйч-Пи-Петролиум ПТИ, Лтд. | Method of liquefaction of natural gas and device for realization of this method |
RU2141084C1 (en) * | 1995-10-05 | 1999-11-10 | Би Эйч Пи Петролеум ПТИ. Лтд. | Liquefaction plant |
RU2626270C1 (en) * | 2016-07-28 | 2017-07-25 | Акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (АО "НИПИгазпереработка") | Method of stripped gas compression |
RU2735753C2 (en) * | 2017-03-29 | 2020-11-06 | Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. | Parallel compression at lng units using double-stream compressor |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4617039A (en) | Separating hydrocarbon gases | |
CN102575898B (en) | Hydrocarbon gas processing | |
US4718927A (en) | Process for the separation of C2+ hydrocarbons from natural gas | |
US4486209A (en) | Recovering condensables from a hydrocarbon gaseous stream | |
CA1097564A (en) | Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases | |
CA2256611C (en) | Removing carbon dioxide, ethane and heavier components from a natural gas | |
US6758060B2 (en) | Separating nitrogen from methane in the production of LNG | |
JP5985752B2 (en) | Natural gas processing method and apparatus | |
CN110307695B (en) | Method and device for manufacturing product nitrogen and product argon | |
KR20120028372A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
CN111033159B (en) | Hydrocarbon gas processing | |
US6658893B1 (en) | System and method for liquefied petroleum gas recovery | |
KR20120026607A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
US8528361B2 (en) | Method for enhanced recovery of ethane, olefins, and heavier hydrocarbons from low pressure gas | |
RU2734237C1 (en) | Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation | |
US10539362B2 (en) | Method and system for producing a pressurized and at least partially condensed mixture of hydrocarbons | |
RU2781149C1 (en) | Method for compressing the stripped gas (variants) | |
CN110892219A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
WO2013119142A1 (en) | Gas mixture separation method | |
US10309719B2 (en) | De-superheater system and compression system employing such de-superheater system, and method of producing a pressurized and at least partially condensed mixture of hydrocarbons | |
EP3325904A1 (en) | System and method for separating wide variations in methane and nitrogen | |
RU2626270C1 (en) | Method of stripped gas compression | |
RU2749628C1 (en) | Method and installation for separation of target fractions from natural gas | |
US20110232327A1 (en) | Method for Processing Off Gas | |
RU116981U1 (en) | INSTALLATION OF EXTRACTION OF HYDROCARBON COMPONENTS FROM ASSOCIATED GAS |