Nothing Special   »   [go: up one dir, main page]

RU2761489C1 - Method for low-temperature treatment of natural gas and unit for implementation thereof - Google Patents

Method for low-temperature treatment of natural gas and unit for implementation thereof Download PDF

Info

Publication number
RU2761489C1
RU2761489C1 RU2020135804A RU2020135804A RU2761489C1 RU 2761489 C1 RU2761489 C1 RU 2761489C1 RU 2020135804 A RU2020135804 A RU 2020135804A RU 2020135804 A RU2020135804 A RU 2020135804A RU 2761489 C1 RU2761489 C1 RU 2761489C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
separation
separator
outlet
low
Prior art date
Application number
RU2020135804A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Александр Николаевич Кубанов
Дмитрий Михайлович Федулов
Даниил Николаевич Снежко
Татьяна Семеновна Цацулина
Наталья Николаевна Клюсова
Андрей Васильевич Прокопов
Михаил Александрович Воронцов
Анатолий Сергеевич Грачев
Григорий Борисович Атаманов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Газпром"
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 Публичное акционерное общество "Газпром" filed Critical Публичное акционерное общество "Газпром"
Priority to RU2020135804A priority Critical patent/RU2761489C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2761489C1 publication Critical patent/RU2761489C1/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: gas industry.
SUBSTANCE: method for low-temperature treatment of natural gas includes separation of gas followed by cooling of the primary separation gas by gas dynamic separation (GDS) with simultaneous separation of the gas into a main flow of commercial gas and a two-phase gas-liquid flow. The pre-cooled primary separation gas is therein directed for GDS, the resulting gas-liquid flow is cooled, throttled and directed for LTS, the separated gas is directed for cooling the gas-liquid flow, compressed, cooled, and the flow of treated commercial gas is combined with the main flow of commercial gas and the hydrocarbon LTS liquid is removed from the unit after heating. The hydrocarbon primary separation liquid is supplied to the separator. The formed water and methanol solution and unstable condensate are removed from the unit, and the degassing gas is directed into the two-phase gas-liquid stream until cooling thereof. The unit including a first separator, a GDS apparatus, a second separator and connecting pipelines, additionally comprises an air cooling apparatus, a throttle valve, first and second heat exchangers, a compressor unit, and a separator.
EFFECT: increase in the efficiency of extraction of hydrocarbons heavier than ethane.
2 cl, 1 dwg

Description

Группа изобретений относится к технологическим процессам подготовки природного газа к дальнейшему транспорту по магистральному газопроводу и может быть использована на действующих и перспективных объектах добычи газа.The group of inventions relates to technological processes for the preparation of natural gas for further transport through the main gas pipeline and can be used at existing and prospective gas production facilities.

Основной технологией подготовки природного газа и извлечения жидких углеводородов на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) является низкотемпературная сепарация (НТС). При реализации указанной технологии требуемая кондиция товарного газа по показателям точек росы по воде и углеводородам достигается путем ступенчатого охлаждения входного газа и отделения сепарацией сконденсировавшейся жидкой фазы от газовой.Low-temperature separation (LTS) is the main technology for natural gas treatment and liquid hydrocarbon recovery at integrated gas treatment units (CGTP). When implementing this technology, the required condition of the commercial gas in terms of dew points for water and hydrocarbons is achieved by staged cooling of the inlet gas and separation of the condensed liquid phase from the gas phase by separation.

Для охлаждения газа в составе УКПГ используют дроссельные и эжекторные устройства, турбодетандерные агрегаты (ТДА), парокомпрессионные холодильные машины, а также устройства газодинамической сепарации (ГДС).Throttle and ejector devices, turbo-expander units (TDA), vapor compression refrigeration machines, as well as gas-dynamic separation devices (GDS) are used to cool the gas as part of the CGTP.

Важным технологическим преимуществом устройств ГДС относительно дроссельных или эжекторных устройств является более глубокое извлечение углеводородов С3+ из природного газа и удельный выход товарного конденсата. К конструктивным преимуществам этого устройства следует отнести малую металлоемкость, отсутствие вращающихся частей, простоту изготовления, монтажа и обслуживания, более низкую подачу антигидратного реагента (метанола) перед охлаждающим устройством, что приводит к снижению его расхода на УКПГ.An important technological advantage of GDS devices relative to throttling or ejector devices is a deeper extraction of С 3+ hydrocarbons from natural gas and a specific yield of commercial condensate. The design advantages of this device include low metal consumption, the absence of rotating parts, ease of manufacture, installation and maintenance, a lower supply of antihydrate reagent (methanol) in front of the cooling device, which leads to a decrease in its consumption at the GPP.

Известен способ низкотемпературной сепарации промыслового газа (патент РФ № 2156271, C10G 5/06, опубл. 20.09.2000), который включает первоначальное отделение капельной жидкости в высокотемпературном сепараторе, охлаждение затем части газа в теплообменнике, затем в дозвуковом канале энергоразделительного устройства в виде кожухотрубного теплообменника с раздельными входами для газа в сверхзвуковые и дозвуковой каналы, а потом в дросселе, при этом другую часть газа из высокотемпературного сепаратора пропускают через сверхзвуковые каналы предложенного энергоразделительного устройства, где его разгоняют до числа Маха=1,5-3,0, затем охлаждают в другом теплообменнике, связанном со среднетемпературным сепаратором, и смешивают с газом, охлажденным в дросселе и отобранным из низкотемпературного сепаратора, а затем эту смесь разделяют на жидкую и газообразную фракции в среднетемпературном сепараторе. Охлаждение газа в одном и другом теплообменниках осуществляют газом, отведенным из среднетемпературного сепаратора, а отношение полного начального давления в сверхзвуковых каналах и полного давления на выходе из сверхзвуковых каналов находится в интервале 1,3-1,9.There is a known method of low-temperature separation of field gas (RF patent No. 2156271, C10G 5/06, publ. 09/20/2000), which includes the initial separation of droplet liquid in a high-temperature separator, then cooling part of the gas in a heat exchanger, then in a subsonic channel of an energy separation device in the form of a shell-and-tube heat exchanger with separate gas inlets into the supersonic and subsonic channels, and then in the throttle, while the other part of the gas from the high-temperature separator is passed through the supersonic channels of the proposed energy separation device, where it is accelerated to Mach number = 1.5-3.0, then cooled in another heat exchanger connected to a medium temperature separator and mixed with gas cooled in a throttle and taken from a low temperature separator, and then this mixture is separated into liquid and gaseous fractions in a medium temperature separator. Gas cooling in one and the other heat exchangers is carried out with gas discharged from the medium-temperature separator, and the ratio of the total initial pressure in the supersonic channels and the total pressure at the outlet from the supersonic channels is in the range 1.3-1.9.

Недостатком данного способа является недостаточно эффективное охлаждение газа, обусловленное использованием для его охлаждения энергоразделительного устройства и дросселя. Охлаждению в наиболее эффективном охлаждающем устройстве - энергоразделительном устройстве подвергают только часть отсепарированного в высокотемпературном сепараторе газа, а остальную часть отсепарированного газа охлаждают в менее эффективном охлаждающем устройстве - дросселе. Кроме того, в энергоразделительном устройстве отсутствует отвод сконденсировавшейся жидкой фазы, которая образуется в сверхзвуковом канале, что также снижает эффективность дальнейшего охлаждения газа. В предлагаемом способе охлаждают весь поток газа из высокотемпературного сепаратора в сверхзвуковых каналах устройства газодинамической сепарации и отводят сконденсировавшуюся жидкую фазу, что позволяет обеспечить более низкую температуру в низкотемпературном сепараторе и увеличить выход конденсата.The disadvantage of this method is insufficiently effective gas cooling due to the use of an energy separating device and a choke for its cooling. Only a part of the gas separated in a high-temperature separator is subjected to cooling in the most efficient cooling device - an energy separation device, and the rest of the separated gas is cooled in a less efficient cooling device - a choke. In addition, in the energy separation device there is no removal of the condensed liquid phase, which is formed in the supersonic channel, which also reduces the efficiency of further cooling of the gas. In the proposed method, the entire gas flow from the high-temperature separator is cooled in the supersonic channels of the gas-dynamic separation device and the condensed liquid phase is removed, which allows to provide a lower temperature in the low-temperature separator and to increase the condensate output.

Известен способ низкотемпературной сепарации газа (варианты) (патент РФ № 2272973, F25J 3/02, опубл. 27.03.2006), включающий охлаждение смеси углеводородных газов, расширение смеси или ее части, частичную конденсацию смеси при ее расширении, разделение смеси или ее части в ректификационной колонне с получением продуктов в жидкой и газовой фазе. Процесс расширения смеси проводят, пропуская смесь через сопловый канал. В сопловом канале и/или на входе в сопловый канал поток смеси закручивают. На выходе из соплового канала или его части поток смеси разделяют, по крайней мере, на два потока, один из которых обогащен компонентами тяжелее метана, а другой обеднен этими компонентами. Обогащенный поток частью или полностью направляют в ректификационную колонну. Газофазные продукты, полученные в ректификационной колонне, частью или полностью направляют в смесь до ее расширения. В другом варианте способа газофазные продукты частично или полностью смешивают с обедненным потоком. В третьем варианте обогащенный поток частично или полностью направляют в смесь до ее расширения. В четвертом варианте обогащенный поток и газофазные продукты частично или полностью направляют в смесь до ее расширения.A known method of low-temperature gas separation (options) (RF patent No. 2272973, F25J 3/02, publ. 03/27/2006), including cooling a mixture of hydrocarbon gases, expansion of the mixture or its part, partial condensation of the mixture during its expansion, separation of the mixture or its part in a rectification column to obtain products in the liquid and gas phase. The mixture expansion process is carried out by passing the mixture through the nozzle channel. The mixture flow is swirled in the nozzle channel and / or at the inlet to the nozzle channel. At the outlet of the nozzle channel or part of it, the mixture stream is divided into at least two streams, one of which is enriched in components heavier than methane, and the other is depleted in these components. The enriched stream is partially or completely directed to the distillation column. The gas-phase products obtained in the distillation column are partially or completely directed into the mixture before its expansion. In another variant of the method, the gas phase products are partially or completely mixed with the depleted stream. In the third embodiment, the enriched stream is partially or completely directed into the mixture prior to its expansion. In the fourth variant, the enriched stream and gas-phase products are partially or completely directed into the mixture before its expansion.

Недостатком данного способа является использование для подготовки потока, обогащенного компонентами тяжелее метана, ректификационной колонны в отличие от предлагаемой группы изобретений, которая позволяет применять технологически более простое и надежное оборудование для отделения жидкой фазы - сепаратор. Кроме того, образующиеся на выходе ректификационной колонны газы дегазации после компримирования направляют на вход в первичный сепаратор, что приводит к накоплению (циркуляции) дополнительных объемов газа и, следовательно, к увеличению загрузки технологических линий. При реализации предлагаемого способа полученные газы дегазации направляют в товарный газ, что позволяет исключить их циркуляцию.The disadvantage of this method is the use of a rectification column for the preparation of a stream enriched with components heavier than methane, in contrast to the proposed group of inventions, which allows the use of technologically simpler and more reliable equipment for separating the liquid phase - a separator. In addition, the degassing gases formed at the outlet of the distillation column after compression are directed to the inlet to the primary separator, which leads to the accumulation (circulation) of additional gas volumes and, consequently, to an increase in the loading of technological lines. When implementing the proposed method, the resulting degassing gases are directed into the commercial gas, which makes it possible to exclude their circulation.

Наиболее близкими к предлагаемому способу низкотемпературной подготовки природного газа и установке для его осуществления (прототипом) являются способ и устройство сверхзвуковой газодинамической сепарации, реализованные на одном из объектов ООО «Газпром добыча Ямбург» (Корытников Р.В., Яхонтов Д.А., Багиров Л.А., Имаев С.З. Использование энергосберегающей технологиии сверхзвуковой сепарации газа на газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера // Газовая промышленность. 2012. № 6. С. 34-40). Для реализации способа используют устройство ГДС, принцип действия которого заключается в следующем: входной газ, поступая в ГДС, адиабатически расширяется в конфузоре сопла Лаваля (термодинамический аналог детандера), закручивается и разгоняется до сверхзвуковой скорости. При этом происходит охлаждение газа до температур минус 50-100°С с одновременной конденсацией жидкости в пристеночном пространстве устройства. Сконденсировавшуюся жидкость, состоящую из углеводородов тяжелее метана (целевые углеводороды), воды и растворенного газа, выводят из устройства в виде двухфазного потока. Повышение давления газового и двухфазного потоков осуществляют в раздельных диффузорах (термодинамических аналогах компрессора).The closest to the proposed method for the low-temperature treatment of natural gas and the installation for its implementation (prototype) are the method and device for supersonic gas-dynamic separation, implemented at one of the facilities of Gazprom Dobycha Yamburg (Korytnikov R.V., Yakhontov D.A., Bagirov L.A., Imaev S.Z. Use of energy-saving technology and supersonic gas separation in gas condensate fields of the Far North // Gazovaya promyshlennost. 2012. No. 6. P. 34-40). To implement the method, a GDS device is used, the principle of which is as follows: the inlet gas entering the GDS, adiabatically expands in the confuser of the Laval nozzle (thermodynamic analogue of the expander), twists and accelerates to supersonic speed. In this case, the gas is cooled to temperatures of minus 50-100 ° C with simultaneous condensation of the liquid in the wall space of the device. The condensed liquid, consisting of hydrocarbons heavier than methane (target hydrocarbons), water and dissolved gas, is removed from the device in the form of a two-phase flow. The pressure increase of the gas and two-phase flows is carried out in separate diffusers (thermodynamic analogs of the compressor).

Недостатком известного способа является резкое снижение содержания целевых углеводородов в жидкой фазе после сепарации двухфазного газожидкостного потока, поскольку упомянутый двухфазный поток при низкотемпературной сепарации имеет более высокую температуру, чем температура в зоне его отвода из устройства ГДС.The disadvantage of this method is a sharp decrease in the content of target hydrocarbons in the liquid phase after separation of the two-phase gas-liquid flow, since the mentioned two-phase flow during low-temperature separation has a higher temperature than the temperature in the zone of its removal from the GDS device.

При реализации предлагаемой группы изобретений двухфазный поток, полученный на выходе из устройства ГДС, направляют на дополнительную НТС: последовательно охлаждают в рекуперативном теплообменнике и дросселе с отделением в результате последующей сепарации сконденсировавшейся углеводородной жидкости и воды, что обеспечивает увеличение содержания целевых углеводородов в нестабильном конденсате низкотемпературной сепарации.When implementing the proposed group of inventions, the two-phase flow obtained at the outlet of the GDS device is directed to an additional LTS: it is sequentially cooled in a recuperative heat exchanger and a throttle with separation as a result of the subsequent separation of the condensed hydrocarbon liquid and water, which provides an increase in the content of target hydrocarbons in the unstable condensate of low-temperature separation ...

Задачей, на решение которой направлена предлагаемая группа изобретений, является создание способа и установки низкотемпературной подготовки природного газа, обеспечивающих максимальный выход углеводородов тяжелее этана в составе товарного конденсата.The problem to be solved by the proposed group of inventions is to create a method and installation for low-temperature treatment of natural gas, providing the maximum yield of hydrocarbons heavier than ethane in the composition of commercial condensate.

Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая группа изобретений, является повышение эффективности извлечения углеводородов тяжелее этана за счет дополнительной подготовки двухфазного газожидкостного потока, полученного после газодинамической сепарации.The technical result to be achieved by the proposed group of inventions is to increase the efficiency of extraction of hydrocarbons heavier than ethane due to additional preparation of a two-phase gas-liquid flow obtained after gas-dynamic separation.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе низкотемпературной подготовки природного газа, включающем первичную сепарацию сырого газа с последующим охлаждением газа первичной сепарации путем газодинамической сепарации с одновременным разделением упомянутого газа на основной поток товарного газа и двухфазный газожидкостный поток, на газодинамическую сепарацию направляют предварительно охлажденный газ первичной сепарации. Затем полученный после газодинамической сепарации двухфазный газожидкостный поток последовательно охлаждают, дросселируют и направляют на низкотемпературную сепарацию. Отсепарированный газ низкотемпературной сепарации направляют обратным потоком на охлаждение двухфазного газожидкостного потока, после чего газ низкотемпературной сепарации последовательно компримируют, охлаждают и полученный поток подготовленного товарного газа объединяют с основным потоком товарного газа и отводят с установки, а углеводородную жидкость низкотемпературной сепарации после нагревания отводят с установки в качестве нестабильного конденсата низкотемпературной сепарации. При этом полученную после первичной сепарации углеводородную жидкость подают в разделитель, после чего образовавшиеся после разделения водно-метанольный раствор и нестабильный конденсат первичной сепарации отводят с установки, а полученный газ дегазации направляют в двухфазный газожидкостной поток до его охлаждения.The specified technical result is achieved due to the fact that in the method of low-temperature preparation of natural gas, including the primary separation of raw gas with subsequent cooling of the primary separation gas by gas-dynamic separation with the simultaneous separation of said gas into the main stream of commercial gas and a two-phase gas-liquid flow, the gas-dynamic separation is preliminarily sent cooled primary separation gas. Then, the two-phase gas-liquid flow obtained after gas-dynamic separation is successively cooled, throttled and sent to low-temperature separation. The separated low-temperature separation gas is directed by a reverse flow to cooling the two-phase gas-liquid flow, after which the low-temperature separation gas is sequentially compressed, cooled and the resulting stream of prepared commercial gas is combined with the main commercial gas stream and removed from the installation, and the hydrocarbon liquid is removed from the low-temperature separation from the installation after heating as unstable condensate for low temperature separation. In this case, the hydrocarbon liquid obtained after the primary separation is fed into the separator, after which the water-methanol solution and the unstable condensate of the primary separation formed after the separation are removed from the installation, and the resulting degassing gas is directed into a two-phase gas-liquid flow before it is cooled.

Установка для низкотемпературной подготовки природного газа, включающая первый сепаратор, устройство газодинамической сепарации, низкотемпературный второй сепаратор и соединительные трубопроводы, дополнительно содержит аппарат воздушного охлаждения, дроссель, первый и второй рекуперативные теплообменники, компрессорную установку и разделитель. Вход первого сепаратора предназначен для подачи сырого газа, выход упомянутого сепаратора по потоку отсепарированного газа соединен через аппарат воздушного охлаждения с входом устройства газодинамической сепарации, первый выход которого предназначен для вывода основного потока товарного газа с установки, а второй выход отсепарированным двухфазным потоком подключен через последовательно соединенные первый теплообменник и дроссель к входу второго сепаратора, выход которого по отсепарированному газу подключен через последовательно соединенные первый теплообменник и компрессорную установку к первому входу второго теплообменника, а выход по отсепарированной углеводородной жидкости - к второму входу второго теплообменника, первый выход которого дополнительным потоком подготовленного товарного газа сообщен с основным потоком товарного газа, а второй выход предназначен для вывода нестабильного конденсата низкотемпературной сепарации с установки. Выход первого сепаратора по потоку отсепарированной углеводородной жидкости соединен с входом разделителя, первый выход которого предназначен для вывода водно-метанольного раствора с установки, второй выход - для вывода нестабильного конденсата первичной сепарации, а третий выход подключен объединенным потоком газа дегазации и двухфазного потока газодинамической сепарации к первому теплообменнику.Installation for low-temperature treatment of natural gas, including a first separator, a gas-dynamic separation device, a low-temperature second separator and connecting pipelines, additionally contains an air cooler, a throttle, first and second recuperative heat exchangers, a compressor unit and a separator. The inlet of the first separator is intended for supplying raw gas, the outlet of the said separator along the stream of separated gas is connected through the air cooler to the inlet of the gas-dynamic separation device, the first outlet of which is intended to remove the main stream of commercial gas from the installation, and the second outlet in a separated two-phase flow is connected through series-connected the first heat exchanger and the throttle to the inlet of the second separator, the outlet of which for the separated gas is connected through the series-connected first heat exchanger and the compressor unit to the first inlet of the second heat exchanger, and the outlet for the separated hydrocarbon liquid - to the second inlet of the second heat exchanger, the first outlet of which is an additional stream of prepared commercial gas communicated with the main flow of commercial gas, and the second outlet is designed to remove unstable low-temperature separation condensate from the unit. The outlet of the first separator downstream of the separated hydrocarbon liquid is connected to the inlet of the separator, the first outlet of which is intended to remove the water-methanol solution from the installation, the second outlet is to remove the unstable condensate of primary separation, and the third outlet is connected to the combined flow of degassing gas and two-phase flow of gas-dynamic separation to the first heat exchanger.

На чертеже представлена схема установки для осуществления предлагаемого способа низкотемпературной подготовки природного газа.The drawing shows a diagram of an installation for implementing the proposed method for low-temperature treatment of natural gas.

Установка для осуществления низкотемпературной подготовки природного газа содержит первый сепаратор 1, аппарат воздушного охлаждения (АВО) 2, устройство ГДС 3, обеспечивающее охлаждение газа за счет ускорения закрученного потока газа до сверхзвуковых скоростей с одновременным разделением компонентов газа (можно использовать, например, устройство, выпускаемое компанией Twister BV), низкотемпературный второй сепаратор 4, дроссель 5, первый рекуперативный («газ-газ») теплообменник 6, компрессорную установку 7, оснащенную АВО; разделитель 8, второй рекуперативный («газ-жидкость») теплообменник 9; соединительные трубопроводы (на чертеже не показаны). Вход первого сепаратора 1 предназначен для подачи сырого газа с УКПГ (на чертеже не показана). Выход по газу первого сепаратора 1 через АВО 2 подключен к входу устройства ГДС 3, первый выход которого предназначен для вывода с предлагаемой установки основного потока товарного газа (углеводородов легче этана), а второй выход подключен к первому входу первого теплообменника 6, первый выход которого соединен через компрессорную установку 7 с первым входом второго теплообменника 9. Второй выход первого теплообменника 6 соединен через дроссель 5 с входом второго сепаратора 4, выход по газу которого подключен к второму входу первого теплообменника 6, а выход по жидкости - к второму входу второго теплообменника 9. Первый выход второго теплообменника 9 предназначен для вывода потока подготовленного товарного газа, объединенного с основным потоком товарного газа, а второй выход - для вывода с предлагаемой установки нестабильного конденсата НТС. Выход по жидкости первого сепаратора 1 подключен к входу разделителя 8, первый выход которого предназначен для вывода с предлагаемой установки водно-метанольного раствора, второй выход - для вывода нестабильного конденсата первичной сепарации, а третий выход подключен объединенным потоком газа дегазации и двухфазного газожидкостного потока газодинамической сепарации к первому входу первого теплообменника 6.The installation for low-temperature treatment of natural gas contains a first separator 1, an air cooler (AVO) 2, a GDS device 3, which provides gas cooling by accelerating a swirling gas flow to supersonic speeds with simultaneous separation of gas components (you can use, for example, a device manufactured by Twister BV), low-temperature second separator 4, throttle 5, first recuperative ("gas-gas") heat exchanger 6, compressor unit 7 equipped with AVO; separator 8, the second recuperative ("gas-liquid") heat exchanger 9; connecting pipelines (not shown in the drawing). The inlet of the first separator 1 is designed to supply raw gas from the gas treatment plant (not shown in the drawing). The gas outlet of the first separator 1 through AVO 2 is connected to the inlet of the GDS 3 device, the first outlet of which is intended to remove the main stream of commercial gas (hydrocarbons lighter than ethane) from the proposed installation, and the second outlet is connected to the first inlet of the first heat exchanger 6, the first outlet of which is connected through the compressor unit 7 with the first inlet of the second heat exchanger 9. The second outlet of the first heat exchanger 6 is connected through a throttle 5 to the inlet of the second separator 4, the gas outlet of which is connected to the second inlet of the first heat exchanger 6, and the liquid outlet is connected to the second inlet of the second heat exchanger 9. The first outlet of the second heat exchanger 9 is intended for the outlet of the prepared commercial gas flow, combined with the main commercial gas flow, and the second outlet for the removal of the unstable condensate LTS from the proposed installation. The liquid outlet of the first separator 1 is connected to the inlet of the separator 8, the first outlet of which is intended to remove the water-methanol solution from the proposed installation, the second outlet is to remove unstable primary separation condensate, and the third outlet is connected to the combined flow of degassing gas and a two-phase gas-liquid flow of gas-dynamic separation to the first inlet of the first heat exchanger 6.

Способ низкотемпературной подготовки природного газа реализуют с помощью описанной выше установки следующим образом:The method of low-temperature preparation of natural gas is implemented using the above-described installation as follows:

- осуществляют первичную сепарацию сырого газа, поступающего с УКПГ, в сепараторе 1, при этом для предотвращения гидратообразования в сырой газ при необходимости подают метанол;- carry out the primary separation of the raw gas coming from the GPP in the separator 1, while in order to prevent hydrate formation, methanol is supplied to the raw gas, if necessary;

- газ первичной сепарации, вышедший из сепаратора 1, охлаждают в АВО 2 до температуры 10÷25°С и направляют в устройство ГДС 3, где осуществляют изоэнтальпийное расширение газа и его охлаждение при ускорении закрученного потока газа до сверхзвуковых скоростей, конденсацию компонентов в охлажденном потоке газа, отделение конденсата от газовой фазы с получением на выходе двух потоков: основного потока газа, удовлетворяющего требованиям к подготовленному (товарному) газу, который направляют в магистральный газопровод, и двухфазного потока, преимущественно состоящего из углеводородов С2+. При этом в газ первичной сепарации при необходимости подают метанол;- the primary separation gas exiting the separator 1 is cooled in AVO 2 to a temperature of 10 ÷ 25 ° C and sent to the GDS 3 device, where isenthalpic expansion of the gas and its cooling are carried out while accelerating the swirling gas flow to supersonic speeds, condensation of the components in the cooled flow gas, separating condensate from the gas phase to obtain two streams at the outlet: the main gas flow that meets the requirements for the prepared (commercial) gas, which is sent to the main gas pipeline, and a two-phase flow, mainly consisting of C 2+ hydrocarbons. In this case, methanol is fed into the primary separation gas, if necessary;

- двухфазный газожидкостный поток дополнительно охлаждают до температуры минус 35÷45°С последовательно в первом теплообменнике 6 (обратным потоком газа низкотемпературной сепарации из второго сепаратора 4) и в дросселе 5, после чего охлажденный упомянутый поток направляют на низкотемпературную сепарацию во второй сепаратор 4;- the two-phase gas-liquid flow is additionally cooled to a temperature of minus 35 ÷ 45 ° C sequentially in the first heat exchanger 6 (reverse flow of low-temperature separation gas from the second separator 4) and in the throttle 5, after which the cooled said flow is directed to low-temperature separation in the second separator 4;

- из второго сепаратора 4 отсепарированную углеводородную жидкость низкотемпературной сепарации направляют во второй теплообменник 9;- from the second separator 4, the separated low-temperature separation hydrocarbon liquid is directed to the second heat exchanger 9;

- отобранный из второго сепаратора 4 газ низкотемпературной сепарации последовательно нагревают до температуры минус 25÷35°С в первом теплообменнике 6, компримируют в компрессорной установке 7 до давления товарного газа, охлаждают до температуры минус 15÷20°С во втором теплообменнике 9 потоком углеводородной жидкости низкотемпературной сепарации и полученный поток подготовленного товарного газа объединяют с основным потоком товарного газа и отводят с установки;- the low-temperature separation gas taken from the second separator 4 is sequentially heated to a temperature of minus 25 ÷ 35 ° C in the first heat exchanger 6, compressed in the compressor unit 7 to the pressure of the commercial gas, cooled to a temperature of minus 15 ÷ 20 ° C in the second heat exchanger 9 by the flow of a hydrocarbon liquid low-temperature separation and the resulting stream of prepared commercial gas is combined with the main stream of commercial gas and removed from the installation;

- отобранную из второго сепаратора 4 углеводородную жидкость низкотемпературной сепарации после нагревания до температуры минус 15÷25°С во втором теплообменнике 9 выводят с установки в качестве нестабильного конденсата низкотемпературной сепарации;- taken from the second separator 4 hydrocarbon liquid of low-temperature separation after heating to a temperature of minus 15 ÷ 25 ° C in the second heat exchanger 9 is removed from the installation as an unstable condensate of low-temperature separation;

- отделившуюся в сепараторе 1 углеводородную жидкость первичной сепарации подают в разделитель 8, откуда полученный водно-метанольный раствор выводят с установки и отправляют на регенерацию или утилизацию, нестабильный конденсат первичной сепарации выводят с установки, а полученный газ дегазации объединяют с двухфазным газожидкостным потоком, полученным на выходе из устройства ГДС, и направляют в первый теплообменник 6.- the primary separation hydrocarbon liquid separated in the separator 1 is fed to the separator 8, from where the resulting water-methanol solution is removed from the installation and sent to regeneration or disposal, the unstable primary separation condensate is removed from the installation, and the resulting degassing gas is combined with a two-phase gas-liquid flow obtained at outlet from the GDS device, and sent to the first heat exchanger 6.

Сравнительные показатели подготовки газа с содержанием углеводородов С5+ в количестве 143 г/м3, достигаемые при реализации в аналогичных условиях известного и предлагаемого способов, приведены в таблице.Comparative indicators of gas treatment with a content of C 5+ hydrocarbons in the amount of 143 g / m 3 , achieved when the known and proposed methods are implemented under similar conditions, are shown in the table.

Figure 00000001
Figure 00000001

Figure 00000002
Figure 00000002

Таким образом, реализация предлагаемой группы изобретений позволяет сохранить сконденсировавшиеся компоненты С2+ в жидкой фазе и тем самым увеличить выход упомянутых компонентов, дополнительное извлечение которого составляет 6,7 г/м3.Thus, the implementation of the proposed group of inventions allows you to keep the condensed C 2+ components in the liquid phase and thereby increase the yield of these components, the additional recovery of which is 6.7 g / m 3 .

Claims (2)

1. Способ низкотемпературной подготовки природного газа, включающий первичную сепарацию сырого газа с последующим охлаждением газа первичной сепарации путем газодинамической сепарации с одновременным разделением упомянутого газа на основной поток товарного газа и двухфазный газожидкостный поток, отличающийся тем, что на газодинамическую сепарацию направляют предварительно охлажденный газ первичной сепарации, затем полученный после газодинамической сепарации двухфазный газожидкостный поток последовательно охлаждают, дросселируют и направляют на низкотемпературную сепарацию, отсепарированный газ низкотемпературной сепарации направляют обратным потоком на охлаждение двухфазного газожидкостного потока, после чего газ низкотемпературной сепарации последовательно компримируют, охлаждают и полученный поток подготовленного товарного газа объединяют с основным потоком товарного газа и отводят с установки, а углеводородную жидкость низкотемпературной сепарации после нагревания отводят с установки в качестве нестабильного конденсата низкотемпературной сепарации, при этом полученную после первичной сепарации углеводородную жидкость подают в разделитель, после чего образовавшиеся после разделения водно-метанольный раствор и нестабильный конденсат первичной сепарации отводят с установки, а полученный газ дегазации направляют в двухфазный газожидкостной поток до его охлаждения.1. A method of low-temperature preparation of natural gas, including primary separation of raw gas with subsequent cooling of the primary separation gas by gas-dynamic separation with simultaneous separation of the said gas into the main stream of commercial gas and a two-phase gas-liquid flow, characterized in that pre-cooled primary separation gas is sent to gas-dynamic separation , then the two-phase gas-liquid flow obtained after gas-dynamic separation is successively cooled, throttled and sent to low-temperature separation, the separated low-temperature separation gas is directed by a reverse flow to cooling the two-phase gas-liquid flow, after which the low-temperature gas is subsequently compressed and the product is compressed and obtained flow of commercial gas and withdrawn from the installation, and the hydrocarbon liquid of low-temperature separation after heating is withdrawn from the installation and as an unstable condensate of low-temperature separation, while the hydrocarbon liquid obtained after the primary separation is fed into the separator, after which the water-methanol solution and the unstable condensate of the primary separation formed after the separation are removed from the installation, and the resulting degassing gas is sent to a two-phase gas-liquid stream until it is cooled ... 2. Установка для осуществления способа по п. 1, включающая первый сепаратор, устройство газодинамической сепарации, низкотемпературный второй сепаратор и соединительные трубопроводы, отличающаяся тем, что дополнительно содержит аппарат воздушного охлаждения, дроссель, первый и второй рекуперативные теплообменники, компрессорную установку и разделитель, при этом вход первого сепаратора предназначен для подачи сырого газа, выход упомянутого сепаратора по потоку отсепарированного газа соединен через аппарат воздушного охлаждения с входом устройства газодинамической сепарации, первый выход которого предназначен для вывода основного потока товарного газа с установки, а второй выход отсепарированным двухфазным потоком подключен через последовательно соединенные первый теплообменник и дроссель к входу второго сепаратора, выход которого по отсепарированному газу подключен через последовательно соединенные первый теплообменник и компрессорную установку к первому входу второго теплообменника, а выход по отсепарированной углеводородной жидкости - к второму входу второго теплообменника, первый выход которого дополнительным потоком подготовленного товарного газа сообщен с основным потоком товарного газа, а второй выход предназначен для вывода нестабильного конденсата низкотемпературной сепарации с установки, выход первого сепаратора по потоку отсепарированной углеводородной жидкости соединен с входом разделителя, первый выход которого предназначен для вывода водно-метанольного раствора с установки, второй выход - для вывода нестабильного конденсата первичной сепарации, а третий выход подключен объединенным потоком газа дегазации и двухфазного потока газодинамической сепарации к первому теплообменнику.2. Installation for implementing the method according to claim 1, including a first separator, a gas-dynamic separation device, a low-temperature second separator and connecting pipelines, characterized in that it further comprises an air cooler, a throttle, first and second recuperative heat exchangers, a compressor unit and a separator, when the inlet of the first separator is intended for supplying raw gas, the outlet of the said separator along the stream of separated gas is connected through an air cooler to the inlet of the gas-dynamic separation device, the first outlet of which is intended to withdraw the main stream of commercial gas from the installation, and the second outlet with a separated two-phase flow is connected in series the first heat exchanger and the throttle connected to the inlet of the second separator, the outlet of which for the separated gas is connected through the series-connected first heat exchanger and the compressor unit to the first inlet of the second heat exchanger, and the outlet through the separated hydrocarbon liquid - to the second inlet of the second heat exchanger, the first outlet of which is connected with the main stream of the commercial gas by the additional stream of the prepared commercial gas, and the second outlet is designed to remove the unstable condensate of low-temperature separation from the installation, the outlet of the first separator along the stream of the separated hydrocarbon liquid is connected to the inlet of the separator, the first outlet of which is intended to remove the water-methanol solution from the installation, the second outlet is to remove the unstable condensate of the primary separation, and the third outlet is connected to the first heat exchanger by a combined flow of degassing gas and a two-phase flow of gas-dynamic separation.
RU2020135804A 2020-10-29 2020-10-29 Method for low-temperature treatment of natural gas and unit for implementation thereof RU2761489C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020135804A RU2761489C1 (en) 2020-10-29 2020-10-29 Method for low-temperature treatment of natural gas and unit for implementation thereof

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020135804A RU2761489C1 (en) 2020-10-29 2020-10-29 Method for low-temperature treatment of natural gas and unit for implementation thereof

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2761489C1 true RU2761489C1 (en) 2021-12-08

Family

ID=79174309

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020135804A RU2761489C1 (en) 2020-10-29 2020-10-29 Method for low-temperature treatment of natural gas and unit for implementation thereof

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2761489C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1011964A1 (en) * 1981-01-04 1983-04-15 Предприятие П/Я В-2930 Method of recovering ethane fraction from petroleum gases at gas-lift oil production
RU2272973C1 (en) * 2004-09-24 2006-03-27 Салават Зайнетдинович Имаев Method of low-temperature gas separation
WO2006089948A1 (en) * 2005-02-24 2006-08-31 Twister B.V. Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooled stream into various fractions
WO2007144395A2 (en) * 2006-06-16 2007-12-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
RU2476789C1 (en) * 2011-08-24 2013-02-27 Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1011964A1 (en) * 1981-01-04 1983-04-15 Предприятие П/Я В-2930 Method of recovering ethane fraction from petroleum gases at gas-lift oil production
RU2272973C1 (en) * 2004-09-24 2006-03-27 Салават Зайнетдинович Имаев Method of low-temperature gas separation
WO2006089948A1 (en) * 2005-02-24 2006-08-31 Twister B.V. Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooled stream into various fractions
WO2007144395A2 (en) * 2006-06-16 2007-12-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
RU2476789C1 (en) * 2011-08-24 2013-02-27 Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2005287826B2 (en) Systems and methods for low-temperature gas separation
CN100588702C (en) The method and apparatus of the cut of Sweet natural gas of production liquefiable simultaneously and natural gas liquids
JP5032342B2 (en) Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooling stream into various fractions
US2522787A (en) Method of and apparatus for liquefying gases
US20110036122A1 (en) Method and system for removing h2s from a natural gas stream
RU2614947C1 (en) Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation
US4257794A (en) Method of and apparatus for separating a gaseous hydrocarbon mixture
RU2732998C1 (en) Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment with production of liquefied natural gas
RU70461U1 (en) INSTALLATION OF PREPARATION OF OIL GAS FOR TRANSPORT
RU2761489C1 (en) Method for low-temperature treatment of natural gas and unit for implementation thereof
RU93513U1 (en) INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF GAS OR GAS-LIQUID MIXTURES (OPTIONS)
KR20220002122A (en) Liquefaction system
US4185977A (en) Method of and apparatus for producing hydrogen
WO2013119142A1 (en) Gas mixture separation method
WO2016056946A1 (en) Method for separating a hydrocarbon-containing gaseous mixture
RU2496068C1 (en) Method of drying and cleaning of natural gas with further liquefaction and device for its implementation
RU2741460C1 (en) Apparatus for separating a hydrocarbon-containing gas mixture to produce helium
RU2739748C1 (en) Apparatus for extracting helium concentrate from hydrocarbon-containing gas mixture
RU2743127C1 (en) Plant for integrated gas preparation and production of liquefied natural gas by low-temperature fractionation
RU49609U1 (en) INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS
EP0627064A1 (en) A process for extracting vapor from a gas stream
RU2285212C2 (en) Method and device for liquefying natural gas
RU2202078C2 (en) Method of liquefaction of natural gas
RU2733711C1 (en) Apparatus for separating hydrocarbons from a gas mixture
RU2824674C1 (en) Gas processing plant for deep deethanization of natural gas