RU2820136C1 - Natural gas treatment device - Google Patents
Natural gas treatment device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2820136C1 RU2820136C1 RU2022134866A RU2022134866A RU2820136C1 RU 2820136 C1 RU2820136 C1 RU 2820136C1 RU 2022134866 A RU2022134866 A RU 2022134866A RU 2022134866 A RU2022134866 A RU 2022134866A RU 2820136 C1 RU2820136 C1 RU 2820136C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- unit
- regeneration
- line
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 16
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 124
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 43
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 43
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 32
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 32
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 8
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к устройствам подготовки природных газов к транспорту адсорбционным способом, включающим осушку и отбензинивание газа, и может быть использовано в газовой, нефтяной и других отраслях промышленности.The invention relates to devices for preparing natural gases for transport by adsorption method, including gas drying and stripping, and can be used in gas, oil and other industries.
На установке подготовки природного газа к транспорту, где применяются адсорбционные процессы, при регенерации адсорбента используют часть подготовленного газа, который подогревают традиционно в трубчатых печах, эксплуатация которых является энергозатратной.At a plant for the preparation of natural gas for transport, where adsorption processes are used, during the regeneration of the adsorbent, part of the prepared gas is used, which is traditionally heated in tube furnaces, the operation of which is energy-intensive.
Известна установка подготовки газа (Чуракаев, A.M. Газоперерабатывающие заводы и установки/А.М. Чуракаев. - М.: Недра, 1994 г. - с. 221. - рис. 11, 2-а), которая включает приемный сепаратор, блок адсорбционной осушки и отбензинивания газа с отводами подготовленного газа и газа после проведения регенерации адсорбента и оснащенный трубчатой печью нагрева газа регенерации, холодильник и сепаратор охлажденного газа после проведения регенерации адсорбента с отводами отработанного газа регенерации, углеводородного конденсата и воды, отвод углеводородного конденсата с блока сепарации газа и отвод углеводородного конденсата с сепаратора охлажденного газа после проведения регенерации адсорбента соединен с колонной стабилизации углеводородов, снабженной отводами газов стабилизации и стабильного конденсата, при этом выделившиеся газы стабилизации направляют на собственные нужды, отработанный газ регенерации подается в поток газа, поступающего на адсорбционную осушку и отбензинивание газа.A gas treatment plant is known (Churakaev, A.M. Gas processing plants and installations / A.M. Churakaev. - M.: Nedra, 1994 - p. 221. - Fig. 11, 2-a), which includes a receiving separator, an adsorption unit drying and topping of gas with outlets of prepared gas and gas after regeneration of the adsorbent and equipped with a tubular furnace for heating the regeneration gas, a refrigerator and a cooled gas separator after regeneration of the adsorbent with outlets of waste regeneration gas, hydrocarbon condensate and water, outlet of hydrocarbon condensate from the gas separation unit and the removal of hydrocarbon condensate from the cooled gas separator after regeneration of the adsorbent is connected to a hydrocarbon stabilization column equipped with outlets of stabilization gases and stable condensate, while the released stabilization gases are directed to its own needs, the waste regeneration gas is supplied to the gas flow supplied for adsorption drying and gas stripping .
Недостатком известного технического решения является применение энергозатратного способа подогрева газа регенерации, что увеличивает эксплуатационные расходы, а также отсутствие дожимной компрессорной станции (далее - ДКС) на линии вывода подготовленного газа с установки, что ограничивает транспорт газа потребителю на дальние расстояния.The disadvantage of the known technical solution is the use of an energy-intensive method of heating the regeneration gas, which increases operating costs, as well as the absence of a booster compressor station (hereinafter - BCS) on the line for removing the prepared gas from the installation, which limits the transport of gas to the consumer over long distances.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является установка подготовки углеводородного газа (Патент RU 2470865, C01G 5/00, B01D 53/00, F25J 3/00 опубл. 27.12.2012), включающая блок сепарации исходного газа с отводами углеводородного конденсата и воды, который соединен с блоком адсорбционной осушки и отбензинивания газа, оснащенный трубчатой печью нагрева газа регенерации, с отводом газа, углеводородного конденсата и воды после проведения регенерации адсорбента, и который соединен линией отвода подготовленного газа с дожимной компрессорной станцией, а также соединен совместно с блоком сепарации исходного газа линией отвода углеводородного конденсата с блоком стабилизации углеводородов, снабженным отводами стабильного конденсата и газов стабилизации, который соединен с линией на собственные нужды и с блоком компримирования, выход из которого соединен или с потоком исходного газа, или с отводом отработанного газа регенерации, или с отводом подготовленного газа.The closest in technical essence and achieved result is a hydrocarbon gas preparation unit (Patent RU 2470865,
Недостатком известного технического решения являются высокие эксплуатационные затраты, вследствие применения трубчатых печей подогрева газа регенерации, для обеспечения температурного режима при регенерации адсорбента, без использования рекуперации тепла отходящих дымовых газов газоперекачивающих агрегатов (далее - ГПА) ДКС.The disadvantage of the known technical solution is the high operating costs due to the use of tubular furnaces for heating the regeneration gas to ensure the temperature regime during adsorbent regeneration, without using heat recovery from the exhaust flue gases of gas pumping units (hereinafter referred to as GPU) of the BCS.
Задачей изобретения является усовершенствование устройства подготовки природного газа, обеспечивающее повышение энергоффективности ее работы.The objective of the invention is to improve the natural gas treatment device, ensuring increased energy efficiency of its operation.
Техническим результатом является реализация ресурсоэнергосберегающей технологии, обеспечивающей снижение эксплуатационных затрат при дополнительном подогреве газа регенерации, за счет конвекционного теплообмена, с использованием тепла отходящих дымовых газов, выходящих из газовой турбины ГПА ДКС.The technical result is the implementation of resource-energy-saving technology, which ensures a reduction in operating costs with additional heating of the regeneration gas, due to convection heat exchange, using the heat of the exhaust flue gases leaving the gas turbine of the gas compressor compressor station of the booster compressor station.
Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве подготовки природного газа, содержащем блок сепарации исходного газа с отводами углеводородного конденсата и воды, который соединен с блоком адсорбционной осушки и отбензинивания газа, оснащенный трубчатой печью нагрева газа регенерации, с отводом газа, углеводородного конденсата и воды после проведения регенерации адсорбента, и который соединен с дожимной компрессорной станцией через линию отвода подготовленного газа, которая через линию газа регенерации соединена с блоком адсорбционной осушки и отбензинивания газа, который также соединен совместно с блоком сепарации исходного газа линией отвода углеводородного конденсата с блоком стабилизации углеводородов, снабженным отводами стабильного конденсата и газов стабилизации, который соединен с линией на собственные нужды и с блоком компримирования, выход из которого соединен или с потоком исходного газа, или с отводом отработанного газа регенерации, или с отводом подготовленного газа, особенность заключается в том, что блок адсорбционной осушки и отбензинивания газа, оснащенный трубчатой печью нагрева газа регенерации, соединен линией газа регенерации перед поступлением в трубчатую печь с дополнительно установленным блоком рекуперации тепла дымовых газов ГПА, который соединен с блоком ДКС, оснащенным ГПА.This technical result is achieved by the fact that in a natural gas preparation device containing a source gas separation unit with hydrocarbon condensate and water outlets, which is connected to an adsorption drying and gas topping unit, equipped with a tubular regeneration gas heating furnace, with gas, hydrocarbon condensate and water outlets after regeneration of the adsorbent, and which is connected to the booster compressor station through the prepared gas removal line, which is connected through the regeneration gas line to the adsorption drying and gas stripping unit, which is also connected together with the source gas separation unit by a hydrocarbon condensate removal line to the hydrocarbon stabilization unit, equipped with outlets of stable condensate and stabilization gases, which is connected to the line for auxiliary needs and to a compression unit, the outlet of which is connected either to the flow of the source gas, or to the outlet of the regeneration exhaust gas, or to the outlet of the prepared gas, the peculiarity is that the block adsorption drying and gas stripping, equipped with a tubular regeneration gas heating furnace, is connected by a regeneration gas line before entering the tubular furnace with an additionally installed GPU flue gas heat recovery unit, which is connected to a booster compressor unit equipped with a GPU.
На практике для транспорта углеводородного газа по магистральным газопроводам в основном применяют ГПА с газотурбинными авиационными двигателями, топливом которых является топливный углеводородный газ.In practice, for the transport of hydrocarbon gas through main gas pipelines, gas compressor units with gas turbine aircraft engines, the fuel of which is fuel hydrocarbon gas, are mainly used.
Рабочий процесс устройства с рекуперацией теплоты отходящих газов осуществляется следующим образом: газ регенерации, который является частью подготовленного газа 10-15%, дополнительно поступает в конвекционный рекуператор, где за счет использования теплоты отходящих дымовых газов из турбины авиационного двигателя, его температура повышается на 100-150°С. При сжигании топливного углеводородного газа в камере сгорания ГПА температура образовавшихся продуктов сгорания перед газовой турбиной составляет примерно 500°С. После расширения в газовой турбине продукты сгорания проходят конвекционный рекуператор, в котором они частично охлаждаются, отдавая часть теплоты газу регенерации, температура которого повышается на 100-150°С, и затем через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. Далее газ регенерации подается на окончательный нагрев в технологическую печь до температуры 260-280°С.The working process of a device with heat recovery from exhaust gases is carried out as follows: the regeneration gas, which is part of the prepared gas 10-15%, is additionally supplied to the convection recuperator, where by using the heat of the exhaust flue gases from the aircraft engine turbine, its temperature increases by 100- 150°C. When fuel hydrocarbon gas is burned in the combustion chamber of a gas compressor, the temperature of the resulting combustion products in front of the gas turbine is approximately 500°C. After expansion in the gas turbine, the combustion products pass through a convection recuperator, in which they are partially cooled, giving up some of the heat to the regeneration gas, the temperature of which rises by 100-150 ° C, and then are released into the atmosphere through the chimney. Next, the regeneration gas is supplied for final heating to a technological furnace to a temperature of 260-280°C.
Рекуперация теплоты отходящих дымовых газов с использованием конвекционных рекуператоров (например, трубчатых конвекционных камер) является одним из наиболее доступных и энергоэффективных способов повышения экономичности установки подготовки углеводородного газа в эксплуатационных условиях, когда одним из главных направлений по дальнейшему совершенствованию газотранспортной системы страны является разработка и использование ресурсоэнергосберегающих технологий при транспорте природных газов.Heat recovery from flue gases using convection recuperators (for example, tubular convection chambers) is one of the most affordable and energy-efficient ways to increase the efficiency of a hydrocarbon gas treatment plant under operating conditions, when one of the main directions for further improving the country’s gas transportation system is the development and use of resource-saving technologies for the transport of natural gases.
Таким образом, совокупность предлагаемых признаков позволит обеспечить снижение эксплуатационных затрат, вследствие использования ресурсоэнергосберегающей технологии при дополнительном подогреве газа регенерации, за счет конвекционного теплообмена, с использованием тепла отходящих дымовых газов, выходящих из газовой турбины газоперекачивающего агрегата ДКС.Thus, the combination of the proposed features will ensure a reduction in operating costs due to the use of resource-energy-saving technology with additional heating of the regeneration gas, due to convection heat exchange, using the heat of the exhaust flue gases coming out of the gas turbine of the gas pumping unit of the BCS.
На фиг. 1 представлена блок-схема устройства подготовки природного газа.In fig. Figure 1 shows a block diagram of a natural gas preparation device.
Устройство подготовки природного газа работает следующим образом. Исходный газ (I) очищают от капельной влаги, механических примесей и отделяют от взвешенной части жидких углеводородов в блоке сепарации газов 1, из которого с установки выводят техническую воду (II) и углеводородный конденсат (III), а газ сепарации (IV) очищают от паров воды и углеводородов С5+ в блоке адсорбционной осушки и отбензинивания газа 2 с получением отработанного газа регенерации (V), технической воды (VI), выводимых с установки, углеводородного конденсата (VII), который совместно с углеводородным конденсатом (III) подвергают гидромеханическому разделению жидкой и газовой фазы в блоке стабилизации углеводородов 3 с получением стабильного углеводородного конденсата (VIII) и газов стабилизации (IX), который отводится с установки на собственные нужды и может сжиматься в блоке компримирования 4 для отвода в поток исходного газа (I), или в поток отработанного газа регенерации (V), или в поток подготовленного газа (X) часть которого используется в качестве газа регенерации (XI), поток подготовленного газа (X) компримируют в блоке 5, оснащенный ГПА, с отводом компримированного подготовленного газа с установки (XII) и дымовых газов (XIII) в блок рекуперации тепла дымовых газов 6, где дополнительно подогревается газ регенерации (XI) и возвращается потоком подогретого газа регенерации (XIV) в блок адсорбционной осушки и отбензинивания газа 2 для окончательного нагрева и подачи в цикл регенерации адсорбента, а также при этом отводятся с блока рекуперации тепла дымовых газов 6 отработанные дымовые газы (XV).The natural gas preparation device operates as follows. The source gas (I) is purified from droplets of moisture, mechanical impurities and separated from the suspended part of liquid hydrocarbons in gas separation unit 1, from which process water (II) and hydrocarbon condensate (III) are removed from the installation, and separation gas (IV) is purified from water vapor and hydrocarbons C 5+ in the adsorption drying and gas topping unit 2 to obtain regeneration exhaust gas (V), process water (VI) removed from the installation, hydrocarbon condensate (VII), which, together with hydrocarbon condensate (III), is subjected to hydromechanical separation of the liquid and gas phases in the
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2820136C1 true RU2820136C1 (en) | 2024-05-29 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5291736A (en) * | 1991-09-30 | 1994-03-08 | Compagnie Francaise D'etudes Et De Construction "Technip" | Method of liquefaction of natural gas |
| RU2213085C2 (en) * | 2002-01-28 | 2003-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | Process of drying and cleaning hydrocarbon gases to remove mercaptans and hydrogen sulfide |
| WO2006024030A2 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Advanced Extraction Technologies, Inc. | Combined use of external and internal solvents in processing gases containing light, medium and heavy components |
| RU2470865C2 (en) * | 2011-03-30 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ("ОАО "НИПИгазпереработка") | Method of preparing hydrocarbon gas and apparatus for realising said method |
| RU2613914C9 (en) * | 2015-12-11 | 2017-07-18 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for processing natural hydrocarbon gas |
| RU2637242C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-12-01 | Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") | Method for regeneration of drying process adsorbent and purification of hydrocarbon gas (versions) and system for its implementation |
| RU2762392C1 (en) * | 2021-06-01 | 2021-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») | Installation for the preparation of hydrocarbon gas |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5291736A (en) * | 1991-09-30 | 1994-03-08 | Compagnie Francaise D'etudes Et De Construction "Technip" | Method of liquefaction of natural gas |
| RU2213085C2 (en) * | 2002-01-28 | 2003-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | Process of drying and cleaning hydrocarbon gases to remove mercaptans and hydrogen sulfide |
| WO2006024030A2 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Advanced Extraction Technologies, Inc. | Combined use of external and internal solvents in processing gases containing light, medium and heavy components |
| RU2470865C2 (en) * | 2011-03-30 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ("ОАО "НИПИгазпереработка") | Method of preparing hydrocarbon gas and apparatus for realising said method |
| RU2613914C9 (en) * | 2015-12-11 | 2017-07-18 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for processing natural hydrocarbon gas |
| RU2637242C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-12-01 | Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") | Method for regeneration of drying process adsorbent and purification of hydrocarbon gas (versions) and system for its implementation |
| RU2762392C1 (en) * | 2021-06-01 | 2021-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВО «КубГТУ») | Installation for the preparation of hydrocarbon gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101203660B (en) | Steam generation plant and method for operation and retrofitting of a steam generation plant | |
| US20100018218A1 (en) | Power plant with emissions recovery | |
| RU133250U1 (en) | GAS DISTRIBUTION STATION | |
| RU2662751C2 (en) | Coal fired oxy plant with heat integration | |
| EA018644B1 (en) | Integrated pollutant removal and combustion system feeding fuel and oxygen | |
| RU2013122799A (en) | METHOD FOR OPERATION OF THE COMBINED CYCLE POWER PLANT AND THE COMBINED CYCLE POWER PLANT FOR IMPLEMENTING THIS METHOD | |
| JPS6235031A (en) | Gas-steam turbine composite power plant | |
| CN104428614A (en) | Process and apparatus for the separation of a stream containing carbon dioxide, water and at least one light impurity including a separation step at subambient temperature | |
| RU2820136C1 (en) | Natural gas treatment device | |
| RU2670998C2 (en) | Energy installation with oxygen boiler with integrated heat in air intake unit | |
| CN107890734A (en) | A kind of waste gas takes off white purifier and its processing method | |
| US11224837B2 (en) | Post-combustion carbon dioxide capture and compression | |
| RU2296793C2 (en) | Unit for preparation of hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2814960C1 (en) | Hydrocarbon gas preparation device | |
| RU2327046C2 (en) | Thermal power plant operation process | |
| RU2650238C1 (en) | Gas distribution station power plant or the gas control unit operation method | |
| RU2005115198A (en) | METHOD FOR PROCESSING RUBBER-CONTAINING WASTE AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION (OPTIONS) | |
| RU2750696C1 (en) | Adsorption unit for preparation of natural gas | |
| RU2396106C1 (en) | Method of low-potential gas recovery | |
| RU2693567C1 (en) | Method of operation of steam-gas plant of power plant | |
| RU2750699C1 (en) | Adsorption unit for preparing natural gas for transport | |
| RU2756880C1 (en) | Combined gas and steam unit of a power plant with parallel operation | |
| RU149634U1 (en) | SYSTEM OF ADDITIONAL DRYING AND PURIFICATION OF ASSOCIATED OIL GAS WITH HYDROGEN HYDROGEN FOR ITS FURTHER USE AS FUEL IN GAS-GENERATING INSTALLATIONS | |
| RU2803501C1 (en) | Natural gas adsorption drying and stripping unit | |
| RU2605879C2 (en) | Power plant combined-cycle plant |