RU2757211C1

RU2757211C1 - Integrated gas treatment plant with lng production and increased extraction of gas condensate (options)

Info

Publication number: RU2757211C1
Application number: RU2020139176A
Authority: RU
Inventors: Андрей Владиславович Курочкин
Original assignee: Андрей Владиславович Курочкин
Priority date: 2020-11-27
Filing date: 2020-11-27
Publication date: 2021-10-12

Abstract

FIELD: gas industry.

SUBSTANCE: inventions relate to integrated gas treatment plants with the production of liquefied natural gas (LNG). The installation is described, including an inlet separator, intermediate and additional separators, an LNG separator, a recuperative heat exchanger and a recuperative heat exchanger of the LNG unit, a refrigerator and refrigerators of the LNG unit, an expander and an expander of the LNG unit connected to the compressor and the compressor of the LNG unit, respectively, a demethanizer, reducing devices, as well as a fractionation unit, a drying and gas purification unit. The second installation option differs in that the second refrigerator is located on the bypass line of the recuperative heat exchanger of the LNG unit. The third installation option differs in that the LNG unit does not contain a second refrigerator, and the regenerative heat exchanger is multiflow.

EFFECT: increase in the output of gas condensate.

3 cl, 3 dwg, 3 ex

Description

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

Известна установка комплексной подготовки газа [RU 2624710, опубл. 05.07.2017 г., МПК F25J 3/00, С07С 7/00, C10G 5/06], включающая входной сепаратор, первый и второй рекуперационные теплообменники, дефлегматор, соединенный линией газа подачи дефлегмации, оснащенной редуцирующим устройством, с низкотемпературным сепаратором, оборудованным линией вывода газа в теплообменную секцию дефлегматора, а также редуцирующие устройства и блок стабилизации конденсата (блок фракционирования).Known installation for complex gas treatment [RU 2624710, publ. 07/05/2017, IPC F25J 3/00, С07С 7/00, C10G 5/06], including an inlet separator, the first and second recuperative heat exchangers, a reflux condenser connected by a reflux gas supply line equipped with a reducing device, with a low-temperature separator equipped with gas outlet line to the heat exchange section of the reflux condenser, as well as reducing devices and a condensate stabilization unit (fractionation unit).

Недостатками данной установки являются низкий выход углеводородов С₃₊ из-за потерь с факельными газами и невозможность получения СПГ.The disadvantages of this unit are the low yield of С ₃₊ hydrocarbons due to losses with flare gases and the inability to obtain LNG.

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

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

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

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

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

Предложено три варианта установки, отличающиеся компоновкой и составом оборудования блока СПГ.Three variants of the installation have been proposed, differing in the layout and composition of the equipment of the LNG unit.

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

Второй вариант установки отличается тем, что на линии подачи продукционного газа в блок СПГ последовательно расположены рекуперативный теплообменник блока СПГ, компрессор блока СПГ, соединенный с детандером блока СПГ, первый холодильник, блок осушки и очистки газа, примыкание линии подачи части газа со вторым холодильником, рекуперативный теплообменник блока СПГ, примыкание линии подачи части газа, детандер блока СПГ и сепаратор СПГ, оснащенный линией вывода СПГ и линией вывода топливного газа со вторым холодильником.The second variant of the installation differs in that the recuperative heat exchanger of the LNG unit, the compressor of the LNG unit connected to the expander of the LNG unit, the first cooler, the gas dehydration and purification unit, the adjoining of the gas supply line with the second cooler are sequentially located on the product gas supply line to the LNG unit. recuperative heat exchanger of the LNG unit, an abutment of the gas supply line, an expander of the LNG unit and an LNG separator equipped with an LNG outlet line and a fuel gas outlet line with a second cooler.

Третий вариант отличается от тем, что блок СПГ не содержит второго холодильника, а рекуперативный теплообменник выполнен мнгопоточным.The third option differs from the fact that the LNG unit does not contain a second cooler, and the recuperative heat exchanger is multi-flow.

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

Недостаток энергии для привода компрессора может быть восполнен подачей энергии (например, электрической) со стороны.The lack of energy to drive the compressor can be compensated for by supplying energy (eg electrical) from the outside.

Расположение на линии газа сепарации перед теплообменником примыкания линии вывода технологического газа, который после охлаждения и компримирования направляется в поглощающий пласт, позволяет подать во входной сепаратор дополнительное количество сырого природного газа, за счет чего увеличить отбор остатка сепарации и, соответственно, газового конденсата. Соединение нагревателя с линией газа сепарации позволяет приблизить температуру низа деметанизатора к температуре сырого природного газа, за счет чего повысить температуру деметанизированного конденсата, снизить содержание метана в нем и уменьшить энергозатраты в блоке фракционирования.The location on the separation gas line in front of the heat exchanger of the abutment of the process gas outlet line, which, after cooling and compression, is directed into the absorbing formation, makes it possible to supply an additional amount of raw natural gas to the inlet separator, thereby increasing the selection of the separation residue and, accordingly, gas condensate. Connecting the heater to the separation gas line makes it possible to bring the bottom temperature of the demethanizer closer to the temperature of the raw natural gas, thereby increasing the temperature of the demethanized condensate, reducing the methane content in it and reducing energy consumption in the fractionation unit.

Установка показана на чертежах и в вариантах 1 и 2 (фиг. 1, 2) включает входной сепаратор 1, промежуточный и дополнительный сепараторы 2 и 3, сепаратор СПГ 4, рекуперативный теплообменник 5 и рекуперативный теплообменник блока СПГ 6, холодильники блока СПГ 7 и 8, детандер 9 и детандер блока СПГ 10, соединенные с компрессором 11 и компрессором блока СПГ 12, соответственно, деметанизатор 13 с нагревателем, редуцирующие устройства 14 и 15, а также блоки фракционирования 16 и осушки и очистки газа 17. В третьем варианте (фиг. 3) установка не содержит холодильника 8, а теплообменник 6 выполнен многопоточным.The installation is shown in the drawings and in options 1 and 2 (Fig. 1, 2) includes an inlet separator 1, intermediate and additional separators 2 and 3, an LNG separator 4, a recuperative heat exchanger 5 and a recuperative heat exchanger of the LNG unit 6, coolers of the LNG unit 7 and 8 , an expander 9 and an expander of the LNG unit 10, connected to the compressor 11 and the compressor of the LNG unit 12, respectively, a demethanizer 13 with a heater, reducing devices 14 and 15, as well as fractionation units 16 and gas dehydration and purification units 17. In the third embodiment (Fig. 3) the installation does not contain a refrigerator 8, and the heat exchanger 6 is multi-threaded.

При работе первого варианта установки сырой природный газ, поступающий по линии 18, разделяют в сепараторе 1 с получением углеводородного конденсата, подаваемого по линии 19 в блок 16, и газа, который разделяют на три потока. Первый поток по линии 20 подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора 13, смешивают со вторым потоком, охлажденным в теплообменнике 5, разделяют в сепараторе 2 с получением углеводородного конденсата и газа, который редуцируют в детандере 9 и разделяют в сепараторе 3 с получением подготовленного природного газа и углеводородного конденсата, углеводородные конденсаты редуцируют с помощью устройств 14 и 15 и по линиям 21 и 22, соответственно, подают в деметанизатор 13. Третий поток по линии 23 подают на охлаждение в теплообменник 5, сжимают компрессором 11, соединенным с детандером 9, (показано штрих-пунктиром) и направляют в поглощающий пласт. С низа деметанизатора 13 по линии 24 деметанизированный конденсат подают в блок 16, из которого по линии 25 выводят отходящий газ, а по линиям 26 выводят продукты в заданном ассортименте. С верха деметанизатора 13 по линии 27 выводят метансодержащий газ, а подготовленный природный газ из сепаратора 3 выводят по линии 28, отбирают его часть в качестве продукционного газа по линии 29, охлаждают в теплообменнике 5, смешивают с отходящим и метансодержащим газами и выводят.During the operation of the first variant of the installation, raw natural gas supplied through line 18 is separated in a separator 1 to obtain hydrocarbon condensate supplied through line 19 to block 16, and gas, which is divided into three streams. The first stream through line 20 is fed for cooling to the heater of the demethanizer 13, mixed with the second stream cooled in the heat exchanger 5, separated in the separator 2 to obtain hydrocarbon condensate and gas, which is reduced in the expander 9 and separated in the separator 3 to obtain prepared natural gas and hydrocarbon condensate, hydrocarbon condensates are reduced by means of devices 14 and 15 and through lines 21 and 22, respectively, fed to demethanizer 13. The third stream through line 23 is fed for cooling to heat exchanger 5, compressed by compressor 11 connected to expander 9 (shown by a line - dotted line) and sent to the absorbing formation. From the bottom of the demethanizer 13, through line 24, demethanized condensate is fed to unit 16, from which off-gas is removed through line 25, and products in a given assortment are removed through lines 26. From the top of the demethanizer 13 through line 27, methane-containing gas is removed, and prepared natural gas from separator 3 is removed through line 28, part of it is taken as a product gas through line 29, cooled in heat exchanger 5, mixed with waste and methane-containing gases and removed.

Продукционный газ нагревают в теплообменнике 6, сжимают компрессором 12, охлаждают в холодильнике 7 сторонним хладоагентом, например, атмосферным воздухом, очищают от углекислого газа и осушают в блоке 17, охлаждают в теплообменнике 6 и холодильнике 8, редуцируют в детандере 10, соединенным с компрессором 12 (показано штрих-пунктиром), и разделяют в сепараторе 4 на СПГ, выводимый по линии 30, и топливный газ, выводимый с установки по линии 31 после нагрева в холодильнике 8.The product gas is heated in heat exchanger 6, compressed by compressor 12, cooled in refrigerator 7 with a third-party refrigerant, for example, atmospheric air, cleaned from carbon dioxide and dried in block 17, cooled in heat exchanger 6 and refrigerator 8, reduced in expander 10 connected to compressor 12 (shown in dash-dotted lines), and is separated in the separator 4 into LNG discharged through line 30 and fuel gas discharged from the plant through line 31 after heating in refrigerator 8.

При этом для охлаждения верха колонн в блоке 16 могут быть использованы часть низкотемпературных потоков из линий 21 и/или 22 и/или 25 и/или 27 и/или 28 (условно не показано). При необходимости (показано пунктиром): метансодержащий газ перед смешением нагревают в теплообменнике 5, часть топливного газа из линии 31 подают на смешение в линию 27, недостаток энергии для привода компрессоров восполняют, подавая энергию (например, электрическую) по линиям 32, а часть отходящего и/или метансодержащего газов из линий 25 и/или 27 используют на собственные нужды, выводя по линиям 33. Линии подачи ингибитора гидратообразования и вывода отработанного ингибитора условно не показаны.In this case, part of the low-temperature flows from lines 21 and / or 22 and / or 25 and / or 27 and / or 28 (conventionally not shown) can be used to cool the top of the columns in block 16. If necessary (shown by a dotted line): the methane-containing gas is heated in the heat exchanger 5 before mixing, a part of the fuel gas from the line 31 is fed for mixing into the line 27, the lack of energy for driving the compressors is replenished by supplying energy (for example, electric) through the lines 32, and a part of the waste and / or methane-containing gases from lines 25 and / or 27 are used for their own needs, withdrawn through lines 33. The supply lines of the hydrate inhibitor and the output of the spent inhibitor are not shown conventionally.

Работа второго варианта установки отличается тем, что продукционный газ последовательно нагревают в теплообменнике 6, сжимают компрессором 12, охлаждают в холодильнике 7 сторонним хладоагентом, например, атмосферным воздухом, очищают от углекислого газа и осушают в блоке 17 и разделяют на две части. Первую часть продукционного газа охлаждают в теплообменнике 6, смешивают со второй частью продукционного газа, охлажденной в холодильнике 8, редуцируют в детандене 10, соединенном с компрессором 12 (показано штрих-пунктиром), и разделяют в сепараторе 4 на СПГ, выводимый по линии 30, и топливный газ, выводимый с установки по линии 31 после нагрева в холодильнике 8.The operation of the second version of the installation is characterized in that the product gas is sequentially heated in the heat exchanger 6, compressed by the compressor 12, cooled in the refrigerator 7 with a third-party refrigerant, for example, atmospheric air, cleaned from carbon dioxide and dried in block 17 and divided into two parts. The first part of the product gas is cooled in the heat exchanger 6, mixed with the second part of the product gas cooled in the cooler 8, reduced in the expander 10 connected to the compressor 12 (shown by dash-and-dot lines), and separated in the separator 4 into LNG withdrawn through line 30, and fuel gas discharged from the plant via line 31 after being heated in refrigerator 8.

Работа третьего варианта установки отличается тем, что продукционный газ нагревают и охлаждают, а топливный газ нагревают в многопоточном теплообменнике 6.The operation of the third version of the plant differs in that the product gas is heated and cooled, and the fuel gas is heated in a multi-flow heat exchanger 6.

Работоспособность установки подтверждают примеры 1-3.The efficiency of the installation is confirmed by examples 1-3.

Пример 1. В варианте 1 сырой природный газ, содержащий 50,8 г/нм³ углеводородов С₅₊, в объеме 708,3 тыс. нм³/ч при 9,0 МПа и 0°С разделяют во входном сепараторе на 31,4 т/час углеводородного конденсата входной сепарации и 696,4 тыс. нм³/ч газа, который разделяют на три потока. 58,5 тыс. нм³/ч первого потока подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора, смешивают с 351,2 тыс. нм³/ч второго потока, охлажденного в рекуперативном теплообменнике, разделяют при минус 31,1°С на 2,4 т/час углеводородного конденсата и газ, который редуцируют в детандере до 5,8 МПа, разделяют при минус 52,7°С на 37,1 т/час углеводородного конденсата и 376,7 тыс. нм³/ч подготовленного природного газа, углеводородные конденсаты после редуцирования подают в деметанизатор. 286,8 тыс. нм³/ч третьего потока (технологический газ) охлаждают в рекуперативном теплообменнике до минус 17°С, сжимают до 12 МПа компрессором, соединенным с детандером, и направляют в поглощающий пласт. С низа деметанизатора 25,3 т/час деметанизированного конденсата совместно с углеводородным конденсатом входной сепарации подают в блок фракционирования, из которого выводят 12,9 тыс. нм³/ч отходящего газа, пропан-бутановую фракцию и 32,3 т/час стабильного газового конденсата. Из подготовленного природного газа отбирают 10,0 тыс. нм³/ч продукционного газа, смешивают с отходящим и метансодержащим газами и в количестве 398,3 тыс. нм³/ч направляют газопровод или потребителям. Продукционный газ нагревают в рекуперативном теплообменнике блока СПГ, сжимают до 8,2 МПа в компрессоре блока СПГ, соединенном с детандером блока СПГ, охлаждают в первом холодильнике до 45°С, очищают от углекислого газа и осушают, охлаждают до минус 41,3°С во втором холодильнике, редуцируют до 0,6 МПа в детандере блока СПГ и разделяют на 3,0 т/час СПГ и 6,4 тыс. нм³/ч топливного газа, выводимого с установки после нагрева до минус 42,7°С во втором холодильнике.Example 1. In option 1, raw natural gas containing 50.8 g / Nm ^{3 of} C ₅₊ hydrocarbons in a volume of 708.3 thousand Nm ³ / h at 9.0 MPa and 0 ° C is separated in the inlet separator by 31, 4 t / h of hydrocarbon condensate inlet separation and 696.4 thousand nm ³ / h of gas, which is divided into three streams. 58.5 thousand nm ³ / h of the first stream is fed for cooling to the demethanizer heater, mixed with 351.2 thousand nm ³ / h of the second stream cooled in a recuperative heat exchanger, separated at minus 31.1 ° C by 2.4 t / h of hydrocarbon condensate and gas, which is reduced in the expander to 5.8 MPa, are separated at minus 52.7 ° C into 37.1 t / h of hydrocarbon condensate and 376.7 thousand nm ³ / h of prepared natural gas, hydrocarbon condensates after reduction, it is fed to a demethanizer. 286.8 thousand nm ³ / h of the third stream (process gas) is cooled in a recuperative heat exchanger to minus 17 ° C, compressed to 12 MPa by a compressor connected to an expander, and sent to the absorbing formation. From the bottom of the demethanizer 25.3 t / h demethanized condensate together with the hydrocarbon condensate is fed to an input unit separation fractionation from which is output 12.9 thousand. ^Nm3 / h exhaust gas, propane-butane fraction and 32.3 t / h of stable gas condensate. From the prepared natural gas, 10.0 thousand nm ³ / h of production gas is taken, mixed with waste and methane-containing gases and, in the amount of 398.3 thousand nm ³ / h, sent to the gas pipeline or to consumers. The product gas is heated in the recuperative heat exchanger of the LNG unit, compressed to 8.2 MPa in the compressor of the LNG unit connected to the expander of the LNG unit, cooled in the first refrigerator to 45 ° C, purified from carbon dioxide and dried, cooled to minus 41.3 ° C in the second refrigerator, it is reduced to 0.6 MPa in the expander of the LNG unit and divided into 3.0 t / h of LNG and 6.4 thousand nm ³ / h of fuel gas removed from the unit after heating to minus 42.7 ° C during second refrigerator.

Пример 2. В условиях примера 1 7,5 тыс. нм³/ч из 10,0 тыс. нм³/ч продукционного газа, очищенного от углекислого газа и осушенного, охлаждают до минус 45,7°С в рекуперативном теплообменнике блока СПГ, а 2,5 тыс. нм³/ч этого потока охлаждают во втором холодильнике до минус 113,3°С, потоки смешивают, редуцируют до 0,6 МПа в детандере блока СПГ, соединенном с компрессором блока СПГ, и разделяют на 3,1 т/час СПГ, и 6,3 тыс. нм³/ч топливного газа, выводимого с установки после нагрева до минус 2,1°С. При этом получают 32,5 т/час стабильного газового конденсата.Example 2. Under the conditions of example 1, 7.5 thousand nm ³ / h from 10.0 thousand nm ³ / h of the production gas, purified from carbon dioxide and dried, is cooled to minus 45.7 ° C in the recuperative heat exchanger of the LNG unit, and 2.5 thousand nm ³ / h of this stream is cooled in the second cooler to minus 113.3 ° C, the streams are mixed, reduced to 0.6 MPa in the expander of the LNG block connected to the compressor of the LNG block, and divided into 3.1 t / h of LNG, and 6.3 thousand nm ³ / h of fuel gas removed from the unit after heating to minus 2.1 ° C. This produces 32.5 t / h of stable gas condensate.

Пример 3. В условиях примера 1 продукционный газ, очищенный от углекислого газа и осушенный, охлаждают до минус 58°С в многопоточном рекуперативном теплообменнике продукционным газом и топливным газом, редуцируют до 0,6 МПа в детандере блока СПГ, соединенным с компрессором блока СПГ, и разделяют на 3,1 т/час СПГ, и 6,3 тыс. нм³/ч топливного газа, выводимого с установки после нагрева до минус 2,1°С. При этом получают 32,5 т/час стабильного газового конденсата.Example 3. Under the conditions of example 1, the product gas, purified from carbon dioxide and dried, is cooled to minus 58 ° C in a multi-flow recuperative heat exchanger with product gas and fuel gas, reduced to 0.6 MPa in an expander of the LNG block connected to the compressor of the LNG block, and divided into 3.1 t / h of LNG, and 6.3 thousand nm ³ / h of fuel gas removed from the installation after heating to minus 2.1 ° C. This produces 32.5 t / h of stable gas condensate.

При подготовке природного газа на установке по прототипу в условиях примера 1 на подготовку подают 416,6 тыс. нм³/ч сырого газа и получают 401,0 тыс. нм³/ч подготовленного природного газа, 2,9 т/час СПГ и 20,6 т/час стабильного газового конденсата.When preparing natural gas on a prototype unit under the conditions of example 1, 416.6 thousand nm ³ / h of raw gas is ^{supplied for preparation and 401.0 thousand nm 3} / h of prepared natural gas, 2.9 t / h of LNG and 20 , 6 t / h of stable gas condensate.

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

Claims

1. Complex gas treatment unit with the production of liquefied natural gas (LNG) and increased recovery of gas condensate with raw and prepared natural gas lines, including an inlet separator with a hydrocarbon condensate outlet line and a separation gas outlet line, on which a recuperative heat exchanger, an intermediate separator and a reducing device, which also contains a demethanizer with a gas outlet line in the upper part and a heater in the lower part, while the heater is connected to the separation gas outlet line before and after the recuperative heat exchanger, the demethanizer is connected to the intermediate separator by the hydrocarbon condensate supply line with the reducing device, and the supply line demethanized condensate - with a fractionation unit equipped with product outlet lines, in addition, the unit includes an LNG production unit with a heat exchanger, a reducing device and a separator equipped with an LNG outlet line and a gas outlet line, different The inlet separator is connected by the hydrocarbon condensate outlet line to the fractionation unit, the separation gas outlet line after the reducing device made in the form of an expander is equipped with an additional separator connected to the demethanizer by a hydrocarbon condensate feed line with a reducing device and equipped with a prepared natural gas outlet line from by a recuperative heat exchanger and the abutments of the exhaust gas outlet lines from the fractionation unit and methane-containing gas from the demethanizer, to the separation gas outlet line in front of the recuperative heat exchanger there is a process gas outlet line, on which a recuperative heat exchanger and a compressor are installed, connected to the expander, and to the prepared natural gas outlet line in front of the recuperative heat exchanger, there is an adjoining line for supplying the product gas to the LNG unit, on which the recuperative heat exchanger of the LNG unit, the compressor of the LNG unit, are connected in series equipped with an LNG unit expander, a first cooler, a gas dehydration and purification unit, a recuperative heat exchanger for an LNG unit, a second cooler, an LNG unit expander and an LNG separator equipped with an LNG outlet line and a fuel gas outlet line with a second cooler.

2. A complex gas treatment unit with LNG production and increased gas condensate recovery with raw and prepared natural gas lines, including an inlet separator with a hydrocarbon condensate outlet and a separation gas outlet line, on which a recuperative heat exchanger, an intermediate separator and a reducing device are installed, which also contains demethanizer with a gas outlet line in the upper part and a heater in the lower part, while the heater is connected to the separation gas outlet line before and after the recuperative heat exchanger, the demethanizer is connected to the intermediate separator by the hydrocarbon condensate supply line with a reducing device, and the demethanized condensate supply line to the unit fractionation unit equipped with product outlet lines, in addition, the unit includes an LNG production unit with a heat exchanger, a reducing device and a separator equipped with an LNG outlet line and a gas outlet line, characterized in that the inlet separator the separator is connected by a hydrocarbon condensate outlet line to the fractionation unit, the separation gas outlet line after a reducing device made in the form of an expander is equipped with an additional separator connected to the demethanizer by a hydrocarbon condensate supply line with a reducing device and equipped with a prepared natural gas outlet line with a recuperative heat exchanger and line connections exhaust gas outlet from the fractionation unit and methane-containing gas from the demethanizer, a process gas outlet line adjoins the separation gas outlet line in front of the recuperative heat exchanger, on which a recuperative heat exchanger and a compressor are installed, connected to the expander, and a line adjoins the prepared natural gas outlet line in front of the recuperative heat exchanger supplying product gas to the LNG unit, on which the recuperative heat exchanger of the LNG unit is located in series, the compressor of the LNG unit connected to the expander of the LNG unit, a first refrigerator, a gas dehydration and purification unit, an abutment of the gas part supply line with a second cooler, a recuperative heat exchanger of the LNG unit, an abutment of a gas part supply line, an expander of the LNG unit and an LNG separator equipped with an LNG outlet line and a fuel gas outlet line with a second cooler.

3. A complex gas treatment unit with LNG production and increased gas condensate recovery with raw and treated natural gas lines, including an inlet separator with a hydrocarbon condensate outlet and a separation gas outlet line, on which a recuperative heat exchanger, an intermediate separator and a reducing device are installed, which also contains demethanizer with a gas outlet line in the upper part and a heater in the lower part, while the heater is connected to the separation gas outlet line before and after the recuperative heat exchanger, the demethanizer is connected to the intermediate separator by the hydrocarbon condensate supply line with a reducing device, and the demethanized condensate supply line to the unit fractionation unit equipped with product outlet lines, in addition, the unit includes an LNG production unit with a heat exchanger, a reducing device and a separator equipped with an LNG outlet line and a gas outlet line, characterized in that the inlet separator the separator is connected by a hydrocarbon condensate outlet line to the fractionation unit, the separation gas outlet line after a reducing device made in the form of an expander is equipped with an additional separator connected to the demethanizer by a hydrocarbon condensate supply line with a reducing device and equipped with a prepared natural gas outlet line with a recuperative heat exchanger and line connections exhaust gas outlet from the fractionation unit and methane-containing gas from the demethanizer, a process gas outlet line adjoins the separation gas outlet line in front of the recuperative heat exchanger, on which a recuperative heat exchanger and a compressor are installed, connected to the expander, and a line adjoins the prepared natural gas outlet line in front of the recuperative heat exchanger supplying product gas to the LNG unit, on which a multi-stream recuperative heat exchanger is located in series, the compressor of the LNG unit connected to the expander of Unit C SG, first cooler, gas dehydration and purification unit, multi-stream recuperative heat exchanger, LNG unit expander and LNG separator equipped with an LNG outlet line and a fuel gas outlet line with a multi-stream recuperative heat exchanger.